RAQS2011 by EDA PLCOR

2011

2. Sumário O Relatório Anual da Qualidade de Serviço (RAQS) tem como objetivo caracterizar a qualidade do serviço prestado pela concessionária 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 (continuidade 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 indicadores. Por sua vez, a amplitude, a frequência, a forma da onda, bem como a simetria do sistema 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 mesmos.

Qualidade de serviço comercial Tendo em conta que o bem mais valioso que a EDA possuí são os seus clientes, e que a qualidade do serviço prestado é condição essencial para o desenvolvimento das atividades económicas e satisfação das necessidades da população, foram efetuados inquéritos aos utentes dos centros de atendimento que aceitaram responder e, por amostragem, aos clientes residenciais com contacto telefónico atualizado, aos clientes empresariais e aos clientes com contacto telefónico que solicitaram intervenções do piquete ou que reportaram 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 caracterização dos serviços prestados, no que diz respeito à “Disponibilidade e Solicitude”, à “Simpatia”, ao “Profissionalismo” e à “Apresentação” como sendo de elevada qualidade. Ao longo dos últimos anos, embora a opinião dos inquiridos apresente um decréscimo (passou em alguns casos de Muito Boa, para Boa) o serviço prestado pela EDA mantêm o mesmo 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” ligeiramente 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” qualificar a qualidade do seu desempenho.

No que concerne a indicadores gerais de relacionamento comercial verifica-se uma melhoria generalizada dos mesmos, face aos últimos anos, tendo sido cumpridos todos os indicadores definidos Os indicadores individuais de relacionamento comercial apresentam situações pontuais de incumprimento, apresentando melhorias significativas nas retomas de serviço. Os incumprimentos verificados dão origem a compensações 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.

2000 1500

1000 500

0 2009

Redes

2010

2011

Produção

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, deram origem a cerca de 24 mil interrupções em PdE da rede de distribuição MT, o que representa 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, cerca de 39%, resultando, para a Região Autónoma dos Açores, nos indicadores de continuidade de serviço de MT apresentados nos gráficos seguintes.

Santa Maria

TIEPI

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 aumento do número de interrupções em PdE da rede MT, face a 2009, em cerca de 14%.

SAIFI 2009

SAIDI 2010

2011

Padrão

Zona A

TIEPI

Verifica-se um ligeiro aumento de interrupções longas, quer com origem nas redes quer em centros produtores. Predominam as interrupções 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%).

TIEPI

SAIFI 2009

SAIDI 2010

2011

Padrão

Zona B

SAIFI

SAIDI

TIEPI

2009

2010

2011

Padrão

Zona C

SAIFI 2009

SAIDI 2010

2011

Padrão

Zona C Verifica-se o cumprimento dos padrões estabelecidos, concretizando uma melhoria ao longo dos últimos três anos de todos os indicadores MT. A nível individual, os padrões estabelecidos foram cumpridos em todas as ilhas, em média e baixa tensão.

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 interrupções 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.

São Miguel

TIEPI

No decorrer de 2011, verificaram-se 675 ocorrências na ilha de São Miguel, cerca de menos 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 interrupções longas com origem nos sistemas produtores, embora tenha reduzida expressão (2%) no número total de interrupções. As interrupções imprevistas por causas próprias são as mais frequentes (45%), constatando-se também elevado número (15%) de interrupções na sequência de reengates.

TIEPI

SAIFI 2009

SAIDI 2010

2011

Padrão

Zona A

SAIFI

SAIDI 2010 Zona B

2009

SAIDI 2010

2011

Padrão

Zona C Os padrões estabelecidos para os indicadores de continuidade de serviço foram amplamente cumpridos, verificando-se uma melhoria do valor dos indicadores face aos anos transatos. Na ilha de São Miguel, as interrupções registadas 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 indicadores resultantes terão um comportamento idêntico aos seus homónimos da rede MT. Verifica-se o total cumprimento dos padrões de qualidade de serviço definidos para os 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%).

TIEPI

2009

SAIFI

2011

Padrão

Em 2011, com exceção de interrupções curtas com origem na produção, verifica-se uma redução das demais naturezas de interrupções. Constata-se uma redução de interrupção 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 reengates (25%).

tes das 120 ocorrências verificadas, foram 31% inferiores às apuradas em 2010, perfazendo as 1205.

TIEPI

SAIFI 2009

SAIDI 2010

2011

Padrão

Zona A

Em 2011, verificou-se uma redução de interrupções 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 interrupções por razões de serviço.

TIEPI TIEPI

SAIFI

SAIDI SAIFI

2009

2010

Zona C

2011

SAIDI

Padrão

Os padrões de qualidade estabelecidos para os indicadores de continuidade de serviço foram cumpridos nas duas zonas de qualidade, 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 apresentadas pelos mesmos indicadores para a rede em média tensão.

2009

2010

2011

Padrão

Zona C 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 tensão, é, sobretudo, resultante de situações verificadas nas redes MT e em centros produtores. Do valor registado, apenas 1% das interrupções teve origem na rede de baixa tensão.

Verifica-se o total cumprimento dos padrões de qualidade de serviço definidos para os indicadores SAIFI e SAIDI de baixa tensão, nas duas zonas de qualidade de serviço desta ilha.

Verifica-se o total cumprimento dos padrões de qualidade de serviço definidos para os indicadores SAIFI e SAIDI de baixa tensão.

Graciosa

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

Na ilha Graciosa, durante 2011, verificaram-se mais 11% de ocorrências do que que o registado no ano anterior. As interrupções resultan-

São Jorge

interrupções em PdE 41%,totalizando 927.

rede

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 reduziram 80%. Cerca de 62%, das 927 interrupções verificadas, são por causas próprias à exploração dos sistemas e 25% por razões fortuitas ou de força maior.

Assistiu-se a um aumento de interrupções curtas com origem nas redes, de 63%, mais 95 que em 2010. As interrupções longas apresentam 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 interrupções foram imprevistas e tiveram causas próprias, sendo que perto de 19% foram previstas por razões de serviço.

TIEPI TIEPI

SAIFI SAIFI

2009 2009

SAIDI

SAIDI 2010

2011

Padrão

Zona C 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 interrupções verificadas, em pontos de entrega desta rede, tem origem na mesma. Assim, os indicadores de baixa tensão terão comportamentos idênticos aos seus equivalentes em média tensão. Verifica-se o total cumprimento dos padrões de qualidade de serviço definidos para os indicadores SAIFI e SAIDI de baixa 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%.

2010

Zona C

2011

Padrão

Os padrões de qualidade definidos para indicadores de continuidade de serviço foram cumpridos na íntegra, tendo melhora substancialmente 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 interrupções tiveram origem na rede BT. Verifica-se o total cumprimento dos padrões de qualidade de serviço definidos para os indicadores SAIFI e SAIDI de baixa tensão.

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%

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.

TIEPI

SAIFI 2009

SAIDI 2010

2011

Padrão

Zona A

Flores Emboras se tenham verificado mais 19 ocorrências na ilha das Flores durante 2011, comparativamente 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 aumento 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 interrupções curtas e com origem nas redes reduziram 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.

TIEPI TIEPI

SAIFI

SAIDI SAIFI

2009

2010

Zona C

2011

SAIDI

Padrão

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. Verifica-se o total cumprimento dos padrões de qualidade de serviço definidos para os indicadores SAIFI e SAIDI de baixa tensão, nas duas zonas de qualidade de serviço desta ilha.

2009

2010

Zona C

2011

Padrão

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 continuidade 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 interrupções verificadas ter origem na rede BT.

Corvo Na ilha do Corvo, no decorrer de 2011, apenas se verificara 4 ocorrências/interrupções

longas que tiveram origem no centro produtor desta ilha. Verificou-se uma interrupção por razões de segurança e 3 por causas próprias. Não havendo 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 amplitude, tremulação (Flicker), desequilíbrio do sistema trifásico de tensões, frequência, distorção harmónica, cavas de tensão e sobretensões. 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 incumprimentos 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.

Índice

1. Sumário .................................................................................................................................................................... 1 2. Introdução ............................................................................................................................................................ 13 3. Qualidade de serviço comercial ...................................................................................................................... 14 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 4. Continuidade de serviço .................................................................................................................................... 49 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 4.3.3. Rede de distribuição em média tensão ............................................................................................ 65 4.3.4. Rede de distribuição em baixa tensão ............................................................................................. 73 4.4. Terceira ........................................................................................................................................................... 76 4.4.1. Rede de distribuição em média tensão ............................................................................................ 76

4.4.2. Rede de distribuição em baixa tensão ............................................................................................. 84 4.5. Graciosa ......................................................................................................................................................... 87 4.5.1. Rede de distribuição em média tensão ............................................................................................ 87 4.5.2. Rede de distribuição em baixa tensão ............................................................................................. 91 4.6. São Jorge ........................................................................................................................................................ 94 4.6.1. Rede de distribuição em média tensão ............................................................................................ 94 4.6.2. Rede de distribuição em baixa tensão ............................................................................................. 98 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 4.8.1. Rede de distribuição em média tensão .......................................................................................... 108 4.8.2. Rede de distribuição em baixa tensão ........................................................................................... 116 4.9. Flores .............................................................................................................................................................. 119 4.9.1. Rede de distribuição em média tensão .......................................................................................... 119 4.9.2. Rede de distribuição em baixa tensão ........................................................................................... 123 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 5. Qualidade da onda de tensão ...................................................................................................................... 133 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

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 6. Principais incidentes ..........................................................................................................................................151 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 7. Ações para a melhoria da qualidade serviço ............................................................................................. 169 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

3. Introdução Conforme o estabelecido no Regulamento de Qualidade de Serviço em vigor na RAA, compete à Eletricidade dos Açores S.A., como entidade concessionária do transporte e distribuição, elaborar, anualmente, o relatório da qualidade de serviço. Em cumprimento do estabelecido nesse Regulamento, em particular o referido nos artigos 38º a 40º, foi elaborado o presente relatório, onde se apresentam os indicadores que caracterizam a continuidade de serviço, a qualidade da onda de tensão, a qualidade de serviço de âmbito

comercial e os resultados dos inquéritos efetuados a clientes, referentes ao ano de 2011. Em secção própria são, também, apresentados relatórios sucintos das principais ocorrências que afetaram a Região, bem como os incidentes fortuitos com um valor de END superior a 1 MWh, ou 5 MWh nas ilhas de São Miguel e Terceira.

4. Qualidade de serviço comercial 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 atendimento prestado, bem como a assistência técnica e a avaliação da satisfação dos mesmos. Assim, a qualidade de serviço comercial 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 requisitos 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 empresa uma vez que lhe confere maior organização, produtividade e credibilidade, elementos que são facilmente identificáveis pelo cliente.

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 realizados inquéritos anuais aos clientes da Eletricidade dos Açores com o intuito de avaliar o grau de satisfação dos mesmos. Estes inquéritos 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 intervenções do piquete ou que reportaram avarias, bem como dos clientes que agendaram intervenções nas suas instalações. Os inquéritos realizados têm como objetivo conhecer 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 produção/aquisição, transporte, distribuição e comercialização de energia elétrica, não é fácil alcançar níveis de desempenho com

elevado “score”, pois nos Açores, um arquipélago com 9 ilhas, deparamo-nos com realidades 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 arquipélago, foram alvo do presente inquérito.

Caracterização do atendimento por parte do assistente da EDA Analisando a comunicação de avarias por parte dos clientes no âmbito do atendimento realizado pelos assistentes da EDA, a satisfação dos clientes face ao ano anterior mantém-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 “Simpatia” no serviço prestado, preservaram o seu excelente resultado, (Gráfico 4-1).

16 91%

Ano 2010

Ano 2011

90% 89% 88%

87% 86% 85% 84%

83% Disponibilidade e Solicitude

Simpatia

Profissionalismo

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

A avaliação feita pelos clientes ao atendimento 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 classificaram como Bom ou Muito Bom as características sujeitas a apreciação, respetivamente.

80% 70%

Disponibilidade e Solicitude

60%

Simpatia

50% Profissionalismo

40% 30% 20%

10% 0% Muito Boa

Boa

Nem Boa/Nem Mau

Mau

Gráfico 4-2 Caracterização do Atendimento

NS/NR

Tempo de espera e resolução do problema Em 2011, a percentagem de clientes que confirmam ter esperado menos de 2 horas pelo piquete foi de 72%, verificando-se um aumento 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 origem 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 Resolvida”, no ano de 2011, registou-se uma percentagem de 90%. Comparativamente ao ano de 2010, assistiu-se a um importante aumento de 5,7% (Gráfico 4-4). Observando as situações em que houve a necessidade de uma nova intervenção verifica-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 registados em 2010.

80%

70%

Ano 2010

Ano 2011

60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% Menos de 2 horas

Mais de 4 horas

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

100% 90% 80%

Ano 2010

70%

Ano 2011

60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% Total/Parcialmente Resolvido

Não resolvido/Nova intervenção

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

No gráfico abaixo, podemos examinar mais detalhadamente os parâmetros em questão para o ano em estudo (Gráfico 4-5).

90% 80%

70% 60%

50% 40%

30% 20%

10% 0% Totalmente resolvido

Parcialmente resolvido

Não resolvido/Nova intervenção

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 amostra obtida encontra-se, apenas, dispersa por duas ilhas, São Miguel e Terceira

Caracterização do serviço prestado no contacto Abordando a opinião dos clientes que responderam ao inquérito e sendo estes solicitadores de intervenções nas respetivas instalações, comparativamente a 2010, verifica-se em 2011 que a EDA mantém o seu serviço de

excelente qualidade como modelo, conseguindo mesmo ampliar os seus “scores” a todos os níveis. Relativamente ao ano em questão, a caracterização do serviço prestado no atendimento demonstra um pouco daquilo que são os horizontes da empresa no que diz respeito à prestação 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”, respetivamente, são Muito Bons ou Bons.

19 80% 70%

Disponibilidade e solicitude

60%

50%

Simpatia

40%

Profissionalismo

30% 20% 10%

0% Muito Boa

Boa

Nem Boa / Nem Mau

Mau

Muito Mau

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 “Disponibilidade e Solicitude”, à “Simpatia”, ao “Profissionalismo” e à “Apresentação”, respetivamente.

102% 100%

Ano 2010

Comparativamente ao ano anterior, e com exceção na descida de 10% no aspeto da “Apresentação”, a prestação volta a ser extraordinária (Gráfico 4-7).

Ano 2011

98% 96% 94% 92%

90% 88%

86% 84%

Disponibilidade e solicitude

Simpatia

Profissionalismo

Apresentação

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

Podemos observar mais pormenorizadamente os parâmetros em análise, para o ano de 2011, no gráfico abaixo.

70% 60%

Disponibilidade e Solicitude

50%

Simpatia

40%

Profissionalismo Apresentação

30%

20% 10%

0% Muito Boa

Boa

Nem Boa/Nem Mau

Muito Mau

NS/NR

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.

120%

100% 80% 60%

40% 20% 0% Sim

Não Gráfico 4-9 Cumprimento do horário acordado

NS/NR

21 100% 90%

80%

Ano 2011

70%

60% 50%

40% 30%

20% 10%

0% Totalmente resolvido

Parcialmente Resolvido

NS/NR

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 atendimento da EDA, foram inquiridos 763 utentes, dispersos pela Região Autónoma dos Açores, que visitaram as instalações dos mesmos.

de atendimento e de espera são inferiores a quatro minutos para cerca de 79% e 91% dos inquiridos, respetivamente.

A partir da análise do Gráfico 4-11, podemos verificar que, para o ano de 2011, os tempos 100% 90%

Tempo de Atendimento

80% 70%

Tempo de Espera

60%

50% 40%

30% 20% 10% 0% Até 4 Min.

5 a 9 Min.

10 a 19 Min.

Gráfico 4-11 Atendimento e Tempo de Espera

+ 20 Min.

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-

110,0%

Ano 2010

sentação”, respetivamente. Neste contexto, e comparativamente a 2010, os valores estão muito equilibrados, já que as únicas alterações verificadas são ao nível da “Disponibilidade e Solicitude” e da “Apresentação”, onde, correspondentemente, ocorreu um aumento e um decréscimo de 1%.

Ano 2011

100,0% 90,0% 80,0% 70,0% 60,0% 50,0% Disponibilidade e solicitude

Simpatia

Profissionalismo

Apresentação

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. 60% 50%

Disponibilidade e e solicitude Simpatia

40%

Profissionalismo 30%

Apresentação

20% 10% 0% Muito Boa

Boa

Nem Boa/Nem Mau

Mau

Muito Mau

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

NS/NR

23 Lojas Vila do Lev ada Matriz Ribeira Vila Franca Angra Praia da Nordeste Pov oação Porto PDL PDL Grande Campo Heroísmo Vitória

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

Vertente

Lojas Santa Cruz

Madalena S. Roque Pico Pico

Velas

Calheta

4,5

4,0

4,5

Lajes Pico

Horta

Santa Cruz

Total

4,3

4,6

4,1

4,3

4,4

Limpeza

4,2

Arrumação

4,2

4,4

4,0

4,6

4,3

4,6

4,3

4,4

Luminosidade

4,2

4,3

4,5

4,0

4,6

4,3

4,5

4,4

Tabela 4-1 Aspeto das Instalações

A informação constante nos inquéritos realizados permitiu também concluir que, na opinião 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).

centros de atendimento foi o pagamento de faturas. Logo de seguida, vêm os pedidos de informação como segundo motivo de deslocação (Tabela 4-2).

Motivo de deslocação aos centros de atendimento O principal motivo referido pelos utentes alvo deste inquérito para a sua deslocação aos Motiv o

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 interv enções técnicas div ersas

1,2%

Pedido de domiciliação bancária

1,1%

Entregar leitura de electricidade

1,1%

Reclamação

0,3%

Lâmpadas

0,5%

Assinar contrato

0,4%

Tabela 4-2 Motivo de Deslocação aos Centros de Atendimento

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 telefónico 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 classificado 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 residenciais)Tabela 4-4) podemos consultar as diversas classificações alcançadas em cada uma das ilhas alvo do inquérito.

Total (2009)

Total (2010)

Total (2011)

Fornecimento de Electricidade

3,8

3,7

3,9

Prestígio

3,8

3,9

Confiança

3,9

3,8

3,9

Dinamismo

3,8

3,7

3,8

Vertente

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

Vertente Fornecimento de

Santa Maria

São Terceira Graciosa Miguel

São Jorge Pico Faial

Flores Corv o

3,9

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

3,7

4,0

Confiança

3,9

4,0

3,7

4,4

3,9

4,0

Dinamismo

3,8

3,9

3,5

4,4

3,9

4,0

3,8

4,0

Electricidade

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

Classificação global do atendimento por parte da EDA O atendimento é efetuado, por parte da EDA, através do telefone, em loja, ou pela equipa técnico-comercial. Em 2011, e para os inquiridos que participaram neste estudo, o “Atendimento Telefónico”, o “Atendimento ao Balcão” e o “Serviço prestado pelo pessoal técnico-comercial”, atingiram 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 “Atendimento ao Balcão” e uma considerável e importante subida por parte do “Serviço prestado pelo pessoal técnico-comercial” de 6,1 pontos percentuais.

100% Ano 2010

Ano 2011

80% 60% 40% 20% 0% Atendimento Telefónico

Atendimento Balcão

Serviço prestado pelo pessoal técnico-comercial

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 classificação mais pormenorizadamente, concluímos que, a maioria dos inquiridos avalia o desempenho, por parte da EDA, como Muito Bom/Bom.

26 50%

Atendimento Telefónico

45%

Atendimento Balcão

40%

35%

Serviço prestado pelo pessoal técnicocomercial

30%

25% 20%

15% 10% 5% 0%

Muito Bom

Bom

Nem Bom/Nem Mau

Mau

Muito Mau

NS/NR

Gráfico 4-15 Caracterização do Atendimento (Clientes Residenciais)

4.1.5. Clientes não residenciais (clientes empresa)

O grau de satisfação dos clientes não residenciais 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

A opinião dos clientes não residenciais que consideram a qualidade do “Atendimento Telefónico”, em 2011, como “Muito Bom/Bom”, atingiu valores bastante satisfatórios na ordem dos 59%, sendo que o “Serviço prestado pela equipa técnico-comercial” não ficou aquém e obteve um resultado de elevado relevo alcançando os 82%. (Gráfico 316).

No caso das empresas, o atendimento por parte da EDA, geralmente, é efetuado por telefone, ou pela equipa técnico-comercial. 80% 70% Atendimento Telefónico

60% 50%

Serviço prestado pelo pessoal técnicocomercial

40% 30% 20%

10% 0% Muito Boa

Boa

Nem Boa / Nem Mau

Mau

Muito Mau

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

NS/NR

Comparativamente ao ano de 2010, constatamos que em 2011 se verifica um decréscimo na classificação obtida relativamente ao “Atendimento Telefónico” e ao “Serviço prestado pela equipa técnico-comercial”, (Gráfico 4-17). 100% 90%

Ano 2010

Ano 2011

80% 70%

60% 50%

40% 30%

20% 10%

0% Atendimento Telefonico

Serviço prestado pelo pessoal técnicocomercial

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. Vertente

São Miguel

Terceira

Faial

Total

Fornecimento de Electricidade

3,9

3,8

4,0

3,9

Prestígio

3,9

4,0

3,9

Confiança

3,9

3,3

4,0

3,8

Dinamismo

3,6

4,0

3,0

3,6

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

Em relação ao ano anterior, os resultados alcançados 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 melhor eficácia e qualidade possíveis.

Total (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

3,6

Vertente

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

4.2. Qualidade de serviço comercial

são plenamente cumpridos por parte da EDA, havendo mesmo alguns indicadores que superaram os valores obtidos no ano anterior. Tal como do ponto de vista da gestão do sistema electroprodutor, como da perspetiva do relacionamento comercial, a existência de 9 ilhas representa dificuldades acrescidas. A dispersão de recursos humanos e a necessidade destes desempenharem múltiplas tarefas, por vezes em distintas áreas de negócio, são fatores determinantes no desempenho qualitativo do serviço prestado. Em algumas ilhas estes recursos são escassos, sendo que determinadas contingências, como por exemplo o absentismo por razões de saúde (ou outras), são obstáculos delimitadores ao normal funcionamento dos serviços e ao cumprimento dos padrões de qualidade estabelecidos.

4.2.1. Indicadores gerais Os indicadores gerais de qualidade de serviço comercial estabelecem o nível mínimo de qualidade de serviço a assegurar pelos operadores de rede/comercializadores, permitindo ao mesmo tempo avaliar o desempenho, neste caso da EDA, relativamente ao relacionamento 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 vinculados. De acordo com a tabela seguinte, podemos constatar que, em 2011, todos os indicadores da qualidade de serviço comercial I ndicadores Gerais Percentagem de orçamentos de ramais e chegadas em BT dev erão ser elaborados até 20 dias úteis. Percentagem dos ramais e chegadas em BT dev erão ser executados até 20 dias úteis.

Padrão (%)

Realização Realização Realização 2009 (%) 2010 (%) 2011 (%)

98,4

98,9

99,7

98,0

98,2

98,5

99,9

100,0

99,7

100,0

96,6

98,5

93,2

94,0

93,8

99,1

98,8

99,4

99,5

99,4

100,0

99,4

98,8

98,9

98,7

Percentagem de ligações à rede de instalações de BT que dev erão ser executadas até 2 dias úteis, após celebração do contrato de fornecimento de energia eléctrica. Percentagem de atendimentos com tempos de espera até 20 minutos nos centros de atendimento Percentagem de atendimentos com tempos de espera até 60 segundos, no atendimento telefónico centralizado. Percentagem de clientes com tempo de reposição de serv iço até 4 horas, na sequência de interrupções de fornecimento acidentais. Percentagem de reclamações apreciadas e respondidas até 15 dias úteis. Percentagem de pedidos de informação, apresentados por escrito, respondidos até 15 dias úteis. Percentagem de clientes de BT cujo contador tenha sido objecto de pelo menos uma leitura durante o último ano civ il.

Tabela 4-7 Indicadores Gerais do relacionamento comercial

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 casos em que existindo rede, seja necessário reforçar a mesma. Os desvios do indicador em estudo verificados em 2011, entre a realização e o padrão exigido pelo RQS (95%), estão representados no Gráfico 4-18.

Através da análise do seguinte gráfico, podemos 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 percentuais. É importante salientar que 5 das 9 ilhas (Graciosa, São Jorge, Faial, Flores e Corvo) ultrapassaram o padrão em 5 pontos percentuais, 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.

………………………………………………………………………………………………………………………………… 100% 99%

98% 97% 96% 95% 94%

93% 92% Santa Maria

São Terceira Graciosa São Miguel Jorge

Pico

Faial

Flores

Corvo

EDA

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

se situa a instalação de utilização a alimentar, bem como os casos em que, existindo rede, seja necessário proceder ao seu reforço.

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 inexistência de rede de distribuição no local onde

No Gráfico 4-19, podemos observar as diferenças 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 concluir que o padrão exigido pelo RQS foi supe-

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 percentuais, 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.

………………………………………………………………………………………………………………………………… 100% 99% 98% 97% 96%

95% 94% 93% 92% Santa Maria

São Terceira Graciosa São Miguel Jorge

Pico

Faial

Flores

Corvo

EDA

Gráfico 4-19 Execução de Pedidos de Fornecimento de energia

Percentagem de ativações de fornecimento 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 estabelecidos e também não são consideradas situações onde a ligação não é executada por facto imputável ao cliente. Por outro lado, no seu cálculo apenas são tidas em conta as situações em que o ramal já se encontra estabelecido, que envolvam somente a colocação ou operação de 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 potência, 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 Gráfico 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, verifica-se um extraordinário resultado de realização na ordem dos 99,68% (correspondendo a 9,68% acima do padrão exigido).

32 100% 98% 96%

94% 92% 90% 88% 86% 84% Santa Maria

São Terceira Graciosa São Miguel Jorge

Pico

Faial

Flores

Corvo

EDA

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 atendimento presencial dos centros de atendimento, o cálculo do respetivo indicador é determinado pelo tempo que medeia entre o instante em que a senha é retirada, sendo atribuído o número de ordem, e o início do atendimento (informação retirada do Inquérito de Satisfação dos Clientes). Este deve ser calcu-

lado para cada um dos três centros de atendimento 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 percentuais.

33 100% 98%

96% 94% 92% 90% 88% 86%

84% Matriz de Ponta Delgada

Angra do Heroísmo

Ribeira Grande

Total Lojas

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 atendimento 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.

o padrão estabelecido regulamentarmente (80%) no indicador “Atendimentos com tempos de espera até 60 segundos no atendimento 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.

Considerando que o Gráfico 4-22 representa as diferenças verificadas entre a realização e 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0%

Jan

Fev

Mar

Abr

Mai

Jun

Jul

Ago

Set

Out

Nov

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

Dez

Percentagem de clientes com tempo de reposição de serviço até 4 horas, na sequência de interrupções de fornecimento acidentais Está estipulado no ponto 7.3.4 do Anexo 7 do RQS que, para o cálculo do indicador “Percentagem de clientes com tempo de reposição 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 constatar (Gráfico 4-23) que, para o indicador em estudo, o padrão regularmente determinado foi largamente superado. Em 2011 foram verificadas 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 realização de excelência atingindo o valor de 99,44%. Este valor inclui interrupções em instalações de iluminação pública.

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

100% 90%

80% 70% 60% 50%

40% 30% 20% 10%

0% Santa Maria

São Terceira Graciosa São Miguel Jorge

Pico

Faial

Flores

Corvo

EDA

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

Percentagem de reclamações apreciadas e respondidas até 15 dias úteis No cálculo deste indicador devem ser consideradas 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 realização 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 limite. Olhando para a Região como um todo, apuramos 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.

35 100%

99% 98% 97% 96% 95% 94% 93% 92% Santa Maria

São Terceira Graciosa São Miguel Jorge

Pico

Faial

Flores

Corvo

EDA

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 pedidos de informação, concluímos que, nas restantes ilhas que fazem parte da Região Autónoma dos Açores não só se regista o cumprimento integral do respetivo limite mínimo regulamentar, como se verifica que todos os pedidos de informação recebidos foram respondidos antes dos 15 dias úteis.

36 100% 90% 80%

70% 60% 50% 40%

30% 20% 10% 0% Santa Maria

São Terceira Graciosa São Miguel Jorge

Pico

Faial

Flores

Corvo

EDA

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

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 estabelecido regularmente.

Tal como disposto no ponto 7.3.6 do Anexo 7 do RQS e para clientes com potência contratada igual ou inferior a 41,4 kVA, para o cálculo deste indicador são consideradas as leituras efetuadas pela entidade concessionária do

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.

I lha

Contadores não lidos

Santa Maria

São Miguel

799

Terceira

380

Graciosa

São Jorge

133

Pico

Faial

123

Flores

Corv o

EDA

1.563

Tabela 4-8 Contadores não lidos

De acordo com as variações entre a realização e o limite estabelecido regulamentarmente (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.

100,0%

99,5% 99,0% 98,5% 98,0% 97,5% 97,0%

96,5% 96,0% Santa Maria

São Miguel

Terceira Graciosa São Jorge

Pico

Faial

Flores

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

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 Qualidade de Serviço estabelece os níveis mínimos exigidos, estando subjacente o pagamento de uma compensação monetária pelo incumprimento dos mesmos. O pagamento da

I ndicadores I ndiv iduais Visitas às instalações dos clientes

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:

Padrões Cumprimento do interv alo de 3 horas combinado para a realização da v isita Início da interv enção nos seguintes prazos máximos:

Assistência técnica após comunicação, pelo cliente, de - Clientes de baixa tensão (BT): av aria na sua alimentação indiv idual de energia · Zonas A e B - quatro horas; eléctrica.

· Zonas C - cinco horas; · Restantes clientes - quatro horas. Retoma do fornecimento nos seguintes prazos máximos:

Retoma do fornecimento de energia eléctrica após suspensão do serv iço por facto imputáv el ao cliente.

·Até às 17 horas do dia seguinte àquele em que se v erificou 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.

Tratamento de reclamações - Facturação ou Cobrança, características técnicas da tensão e funcionamento do Apreciação no prazo máximo de 15 dias úteis equipamento de contagem.

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

tes que não terão outra alternativa senão a de faltarem ao serviço ou a solicitarem dispensa do mesmo. A realidade da Região Autónoma dos Açores, onde as acessibilidades são facilitadas (distâncias mais curtas a cumprir), permitem à maioria dos clientes optar por esta última prerrogativa. Com estas medidas procura-se otimizar o funcionamento das equipas, evitando-se deslocações infrutíferas às instalações dos clientes, possíveis atrasos nas visitas às instalações de outros clientes, bem como esperas excessivas por parte destes.

Visitas às instalações dos clientes Faz parte do procedimento corrente da estrutura de atendimento da EDA, informar os clientes 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 Clientes), 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 instalação. Como opção, a EDA também informa que os clientes poderão preferir serem contactados imediatamente antes de se dirigirem à instalação, combinando uma hora que possa melhor servir ambas as partes, evitando esperas prolongadas e situações de absentismo que poderão sobretudo penalizar os clien-

Durante o ano de 2011, e considerando o procedimento descrito, não se verificaram visitas às instalações dos clientes fora do intervalo de 3 horas previsto no RQS.

………………………………………………………………………………………………………………………………… Responsabilidade do fora de interv alo

OPCC Quantidade

Fora de interv alo

EDA

Cliente

Santa Maria

São Miguel

Terceira

Graciosa

São Jorge

Pico

Faial

Flores

Corv o

Totais

103

I lha

Tabela 4-10 Ordens programadas com o cliente

Assistência técnica após comunicação, pelo cliente, de avaria na sua alimentação 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,

35 clientes BTN com potência <=20,7 kVA e 5 clientes BTE com potência => 20,7 kW, tendo sido efetuado o pagamento de compensações 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 seguinte. De salientar que, se a avaria comunicada à entidade concessionária se situar na instalação individual do cliente e for da sua responsabilidade, a entidade pode exigir-lhe o pagamento de uma quantia referente à deslocação efetuada (preço regulado). Assim, e

de acordo com a Tabela 4-11, durante o ano de 2011 apuraram-se 1049 avarias comunicadas que se situaram na instalação do cliente, sendo 1030 referentes a clientes BTN, 17 a clientes BTE e 2 a clientes MT. Estas avarias deram 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.

………………………………………………………………………………………………………………………………… BTN I lha

BTE

Número

Valor (€)

Número

Valor (€)

Número

Valor (€)

Santa Maria

262,50

0,00

São Miguel

304

2280,00

100,00

75,00

Terceira

507

3802,50

150,00

0,00

Graciosa

112,50

0,00

São Jorge

315,00

100,00

61,13

Pico

307,50

75,00

0,00

Faial

480,00

0,00

Flores

135,00

0,00

Corv o

30,00

0,00

1030

7725,00

425,00

136,13

Total EDA

Tabela 4-11 Compensações pagas pelos clientes

Retoma do fornecimento de energia elétrica após suspensão do serviço por facto imputável ao cliente

galmente, o RQS estabelece um prazo máximo para a entidade concessionária de transporte e distribuição restabelecer o fornecimento de energia elétrica.

O RQS define os factos imputáveis aos clientes que podem levar à suspensão do fornecimento de energia elétrica. Uma vez ultrapassada a situação que levou à suspensão do serviço e liquidados os pagamentos determinados le-

Pela análise da Tabela 4-12, verifica-se que foram efetuadas 12 085 reposições do fornecimento de energia elétrica, após suspensão do serviço por facto imputável ao cliente, não

existindo situações de incumprimento do prazo estipulado pelo RQS. Número

Fora do prazo (Nº)

Dentro do prazo (Nº) Dentro do prazo (%)

Santa Maria

266

100%

São Miguel

5417

100%

Terceira

3422

100%

Graciosa

265

100%

São Jorge

463

100%

Pico

1141

100%

Faial

938

100%

Flores

156

100%

Corv o

100%

EDA

12085

100%

I lha

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

Tratamento de Reclamações relativas a Faturação e Cobranças Sempre que um cliente da concessionária do transporte e distribuição da RAA apresentar uma reclamação relativa a faturação ou cobrança, o RQS obriga a entidade concessionária de transporte e distribuição a apreciar e informar o cliente do resultado da apreciação ou propor uma reunião de forma a promover o completo esclarecimento do assunto, no prazo máximo de 15 dias, após a data de receção da reclamação.

I lha Santa Maria

São Miguel

Terceira

Graciosa

São Jorge

Pico

Faial

Flores

Corv o

Total EDA

Grupo de Acção Facturação

Entradas Respondidas 1

De acordo com a Tabela 4-13, e da totalidade das 81 reclamações recebidas, verifica-se apenas um caso de uma reclamação respondida fora do prazo e outra que ficou pendente. Ambas as situações tiveram origem na ilha Graciosa.

Respondidas dentro Respondidas fora Pendentes do prazo do RQS do prazo do RQS

Cobrança

Facturação

Cobrança Facturação

Cobrança

0 0

Facturação

Cobrança

Facturação

Cobrança

Facturação Cobrança

Facturação

Cobrança

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

43 I lha

Entradas

Santa Maria

Respondidas

Respondidas fora do prazo do RQS

Respondidas dentro do prazo do RQS (%)

Pendentes

São Miguel

Terceira

Graciosa

São Jorge

Pico

Faial

Flores

Corv o

Total EDA

Tabela 4-14 Reclamações relativas às características técnicas da tensão

Reclamações relativas às Características Técnicas da Tensão

Reclamações relativas a sistemas de contagem

Está estabelecido no artigo 43º do RQS que a entidade concessionária do transporte e distribuição deve dar resposta, por escrito, ao cliente que efetuou o tratamento da reclamação, considerando a reclamação improcedente ou justificando a falta de qualidade da tensão de alimentação, junto com as ações corretivas e o seu prazo de implementação. A EDA promoverá sempre uma visita à instalação do cliente de forma a verificar a qualidade da tensão e analisar a eventual causa do sucedido. Estas ações devem ser implementadas dentro do prazo de 15 dias úteis, após receção da reclamação.

Todas as reclamações relativas ao funcionamento do equipamento de contagem devem ser acompanhadas da descrição de factos que coloquem em evidência a possibilidade do equipamento estar a funcionar fora das margens de erro admitidas regulamentarmente. A entidade concessionária do transporte e distribuição deve proceder à verificação dos factos na instalação do cliente num prazo máximo de 15 dias úteis.

Quanto ao indicador em estudo, e segundo a Tabela 4-14, constata-se que na sua totalidade, as reclamações relativas às características técnicas da tensão foram respondidas dentro do prazo estipulado pelo RQS.

Através da análise da Tabela 4-15, e apesar de existirem duas reclamações relativas ao fim do período de 2011 que ainda estão pendentes, verifica-se que todas as reclamações foram respondidas dentro do prazo estabelecido. Assim, conclui-se que das 90 reclamações respondidas dentro do prazo, 3 reclamações haviam transitado do fim do período do ano de 2010.

44 I lha Santa Maria São Miguel Terceira Graciosa São Jorge Pico Faial Flores Corv o

Total EDA

Grupo de acção Sistema de Contagem Sistema de Contagem Sistema de Contagem Sistema de Contagem Sistema de Contagem Sistema de Contagem Sistema de Contagem Sistema de Contagem Sistema de

Entradas Respondidas 3

0 2

Contagem

Sistema de Contagem

Respondidas fora Respondidas dentro Pendentes do prazo do RQS do prazo do RQS (%)

Tabela 4-15 Reclamações relativas a sistemas de contagem

4.3. Clientes com necessidades especiais

O Regulamento da Qualidade de Serviço estabelece nos artigos 27º, 28º e 29º, um conjunto de regras destinadas a acautelar um relacionamento comercial com qualidade entre os operadores de rede/comercializadores e os clientes especiais.

vista à recolha de mais informação correlacionada. Em simultâneo com as ações acima descritas, encontram-se disponíveis em todos os centros de atendimento comercial, folhetos informativos e impressos de registo para clientes com necessidades especiais.

Na tentativa de manter a base de dados comercial o mais atualizada possível, a EDA, para além de manter os contactos anteriormente 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 Segurança Social e de outras entidades representativas dos interesses dos clientes alvo, com

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 reciprocidade necessária e legitimamente esperada da parte dos clientes, o mesmo acontecendo em relação às suas instituições representativas. Na Tabela 2.16, encontra-se disposto o número de clientes registado com necessidades especiais.

Motores c\ Ilha

Concelho

Auditiv os

cadeiras de

Visuais

rodas Santa Maria

São Miguel

Terceira Graciosa São Jorge Pico

Vila do Porto

Dependentes de

Total

equipamentos médicos

Ponta Delgada

Lagoa

Vila Franca do Campo

Pov oação

Nordeste

Ribeira Grande

Angra do Heroismo

Praia da Vitoria Santa Cruz da Graciosa Calheta S. Jorge

Velas Lajes do Pico Madalena

São Roque do Pico Faial

Horta

Flores

Stª. Cruz das Flores

Lajes das Flores

Corv o

Total EDA

Vila Nov a do Corv o

Tabela 4-16 Número de clientes com necessidades especiais registados

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 Certificação 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 indicadores de qualidade de serviço demonstrativos da vitalidade e maturidade que são condição indispensável para o reconhecimento do desempenho 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, disponibilizando, nesse domínio, a realização de simulações que projetam consumos e faturação de energia e potência com base em histórico de consumos devidamente consolidados e verificados. Como consequência destas ações orientadas para o cliente, atingimos excelentes resultados, cujo exemplo é a adesão massiva 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 nossos clientes domésticos.

Outra meta importante foi o da conclusão do processo de Acreditação do LCEE – Laboratório 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 sistema de gestão de qualidade.

Autonomização da Plataforma aplicacional de gestão Comercial Culminando o processo de upgrade da aplicação de gestão comercial SAP IS-U, a EDA tomou a decisão de avançar com a autonomização do processo de exploração de infraestruturas e manutenção corretiva e aplicacional de toda a plataforma comercial, incluindo, para além da aplicação base, a adoção do novo sistema SDD – Sistema de Débito Direto, o qual permite uma parametrização à medida da vontade do cliente no que se refere a limites de montantes e calendarização de pagamentos.

Avaliação do grau de satisfação dos clientes 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 demonstrativos 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 prestadora de um serviço público de enorme relevância e impacto no desenvolvimento económi-

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 fornecimento de energia que possuem em seu nome, visualizar as respetivas faturas, acompanhar 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 todos 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 fatura 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 tempo 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 fardamento, alinhado com a sua imagem corporativa 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 elétrico.

5. Continuidade de serviço Ao nível da continuidade de serviço, a qualidade é aferida através de indicadores gerais para as redes de transporte, de distribuição em média tensão e distribuição em baixa tensão e indicadores individuais.

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.

O ano de 2011 revela uma melhoria significativa da continuidade de serviço prestada na Região Autónoma dos Açores.

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.

Neste capítulo apresentam-se os indicadores gerais e individuais de continuidade de serviço, com diversas desagregações para melhor compreensão das origens e causas das interrupções verificadas. Os indicadores referenciados são apresentados com detalhe em ficheiro anexo (Anexo III).

As ocorrências registadas durante 2011 deram origem a cerca de 24 mil interrupções em PdE da rede de distribuição MT, que representa uma expressiva redução face a 2010, em cerca de 39%.

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

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 estabelecidos, concretizando uma melhoria geral ao longo dos últimos três anos dos indicadores de continuidade de serviço. A nível individual, os padrões estabelecidos foram cumpridos em todas as ilhas.

5.2. Região Autónoma dos Açores

8025

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, classificandose como longas.

7233

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%).

7611

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.

849

Produção - Int. Curtas

Redes - Int. Curtas

Produção - Int. Longas

Interrupções Previstas Acordo c/ cliente

Razões de serviço

Facto imputável ao cliente

Redes - Int. Longas

Interrupções Imprevistas Fortuitas ou de força maior

Razões de segurança

Próprias

Reengate

Facto imputável ao cliente

778

7 153

779

165

6 289

715

6 842

717

Zona A

Zona B

Produção - Int. Curtas

Redes - Int. Curtas

Zona C Produção - Int. Longas

Interrupções Previstas Acordo c/ cliente

Razões de serviço

Facto imputável ao cliente

Redes - Int. Longas

Interrupções Imprevistas Fortuitas ou de força maior

Razões de segurança

Próprias

Reengate

Facto imputável ao cliente

Tempo de interrupção equivalente da potência instalada (TIEPI)

3:11:02

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.

0:43:31

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.

0:02:16

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.

0:00:42

Produção - Int. Curtas

Redes - Int. Curtas

Produção - Int. Longas

Interrupções Previstas Acordo c/ cliente

Razões de serviço

Facto imputável ao cliente

Redes - Int. Longas

Interrupções Imprevistas Fortuitas ou de força maior

Razões de segurança

Próprias

Reengate

Facto imputável ao cliente

1:59:41

0:40:50

4:00:33

0:22:10

0:42:03

0:54:05

0:00:41

0:01:21

0:03:07

0:00:01

0:00:56

Zona A

Zona B

Produção - Int. Curtas

Redes - Int. Curtas

Zona C Produção - Int. Longas

Interrupções Previstas Acordo c/ cliente

Razões de serviço

Facto imputável ao cliente

Redes - Int. Longas

Interrupções Imprevistas Fortuitas ou de força maior

Razões de segurança

Próprias

Reengate

Facto imputável ao cliente

Duração média das interrupções do sistema (SAIDI)

3:58:45

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.

1:00:33

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%).

0:02:44

Face aos padrões definidos no regulamento da qualidade de serviço para este indicador e para a Região, constata-se o cumprimento dos mesmos.

0:01:00

Produção - Int. Curtas

Redes - Int. Curtas

Produção - Int. Longas

Interrupções Previstas Acordo c/ cliente

Razões de serviço

Facto imputável ao cliente

Redes - Int. Longas

Interrupções Imprevistas Fortuitas ou de força maior

Razões de segurança

Próprias

Reengate

Facto imputável ao cliente

2:25:32

0:28:03

4:31:51

0:31:07

0:44:46

1:08:45

0:01:00

0:01:19

0:03:14

0:00:03

0:01:08

Zona A

Zona B

Produção - Int. Curtas

Redes - Int. Curtas

Zona C Produção - Int. Longas

Interrupções Previstas Acordo c/ cliente

Razões de serviço

Facto imputável ao cliente

Redes - Int. Longas

Interrupções Imprevistas Fortuitas ou de força maior

Razões de segurança

Próprias

Reengate

Facto imputável ao cliente

Frequência média de interrupções do sistema (SAIFI)

4,33

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.

3,90

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 redes, resultaram num valor do indicador de 4,3. Cerca de 51% deste valor é consequência de causas próprias, verificando-se contributos expressivos de interrupções fortuitas (23%) e razões de serviço (24%).

4,10

Os padrões definidos para o SAIFI da rede MT da RAA foram totalmente respeitados.

0,46

Produção - Int. Curtas

Redes - Int. Curtas

Produção - Int. Longas

Interrupções Previstas Acordo c/ cliente

Razões de serviço

Facto imputável ao cliente

Redes - Int. Longas

Interrupções Imprevistas Fortuitas ou de força maior

Razões de segurança

Próprias

Reengate

Facto imputável ao cliente

2,13

1,51

5,01

2,14

2,67

4,41

1,96

0,87

4,79

0,02

0,50

Zona A

Zona B

Produção - Int. Curtas

Redes - Int. Curtas

Zona C Produção - Int. Longas

Interrupções Previstas Acordo c/ cliente

Razões de serviço

Facto imputável ao cliente

Redes - Int. Longas

Interrupções Imprevistas Fortuitas ou de força maior

Razões de segurança

Próprias

Reengate

Facto imputável ao cliente

5.3. Santa Maria 5.3.1. Rede de distribuição em média tensão

379

Interrupções

421

Na ilha de Santa Maria, verificaram-se, em 2011, 77 ocorrências que resultaram em interrupções 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%).

116

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 tiveram igual distribuição entre situações previstas por razões de serviço e imprevistas por causas próprias, cerca de 49%.

Produção - Int. Curtas

Redes - Int. Curtas

Produção - Int. Longas

Interrupções Previstas Acordo c/ cliente

Razões de serviço

Facto imputável ao cliente

Redes - Int. Longas

Interrupções Imprevistas Fortuitas ou de força maior

Razões de segurança

Próprias

Reengate

Facto imputável ao cliente

Tempo de interrupção equivalente da potência instalada (TIEPI)

2:12:03

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 interrupções tendo origem em centros produtores e tendo menos de dois minutos para interrupções com origem nas redes. O tempo de interrupção equivalente da 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 percentagem de interrupções por razões de segurança (3%).

2:06:06

Para interrupções longas com origem nas redes, verifica-se um valor do indicador de duas horas e doze minutos, preponderantemente 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 interrupções por causas próprias (14%).

0:01:50

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.

0:00:57

Produção - Int. Curtas

Redes - Int. Curtas

Produção - Int. Longas

Interrupções Previstas Acordo c/ cliente

Razões de serviço

Facto imputável ao cliente

Redes - Int. Longas

Interrupções Imprevistas Fortuitas ou de força maior

Razões de segurança

Próprias

Reengate

Facto imputável ao cliente

Duração média das interrupções do sistema (SAIDI)

2:20:00

A duração média das interrupções em pontos 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.

2:07:09

Para as interrupções longas, o indicador atinge as 4 horas e 27 minutos, constatandose 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 interrupções longas com origem em centros produtores é resultante, predominantemente, de interrupções imprevistas por causas próprias (96%) contribuindo, também, as interrupções imprevistas por razões de segurança (4%).

0:02:43

As interrupções previstas por razões de serviço 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 próprias (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.

0:00:54

Produção - Int. Curtas

Redes - Int. Curtas

Produção - Int. Longas

Interrupções Previstas Acordo c/ cliente

Razões de serviço

Facto imputável ao cliente

Redes - Int. Longas

Interrupções Imprevistas Fortuitas ou de força maior

Razões de segurança

Próprias

Reengate

Facto imputável ao cliente

Frequência média de interrupções do sistema (SAIFI)

4,78

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 centros 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 imprevistas por causas próprias (71%) e interrupções previstas por razões de serviço (27%).

5,29

Durante 2011 verificaram-se, em média, 5,3 interrupções longas com origem em centros produtores. Destas, 86% referem-se interrupções 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%

1,48

Comparativamente a padrão estabelecido para o indicador SAIFI verifica-se que foi totalmente cumprido.

0,38

Produção - Int. Curtas

Redes - Int. Curtas

Produção - Int. Longas

Interrupções Previstas Acordo c/ cliente

Razões de serviço

Facto imputável ao cliente

Redes - Int. Longas

Interrupções Imprevistas Fortuitas ou de força maior

Razões de segurança

Próprias

Reengate

Facto imputável ao cliente

62 5.3.2. Rede de distribuição em baixa tensão

18 586

Interrupções Em 2011 foram registadas 45069 interrupções em pontos de entrega da rede de baixa tensão. Do valor apurado, 41% são referentes a interrupções longas com origem nas redes e 42% relativos a interrupções longas com origem nos centros produtores. As interrupções curtas representam cerca de 3%, quando com origem em centos produtores, e 14% relativos a interrupções com origem nas redes.

18 835

As interrupções curtas com origem em centros produtores, totalizando 1328 situações, são, na maioria, consequência de causas próprias (80%) sendo o remanescente resultante 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 restantes 27% dizem respeito a situações previstas por razões de serviço.

6 320

Neste período, contabilizaram-se 18835 interrupções 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 interrupções, apenas 887 (5%) tiveram origem na rede BT. Desta forma, os indicadores de continuidade de serviço da rede BT desta ilha seguem os indicadores homólogos da rede MT.

1 328

Produção - Int. Curtas

Redes - Int. Curtas

Produção - Int. Longas

Interrupções Previstas Acordo c/ cliente

Razões de serviço

Facto imputável ao cliente

Redes - Int. Longas

Interrupções Imprevistas Fortuitas ou de força maior

Razões de segurança

Próprias

Reengate

Facto imputável ao cliente

Duração média das interrupções do sistema (SAIDI)

2:04:22

Em Santa Maria, a duração média das interrupções registadas em PdE da rede Bt foi de 4 horas e 17 minutos. Este indicador apresenta valores residuais para interrupções curtas, independentemente da origem. As interrupções longas, com origem em centros 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 interrupções por razões de serviço (65%) e com alguma expressão relativamente a interrupções por causas próprias (35%).

2:09:09

O valor deste indicador, de 2011, cumpriu os padrões estabelecidos regulamentarmente

0:03:05

0:00:53

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Produção - Int. Longas

Interrupções Previstas Acordo c/ cliente

Razões de serviço

Facto imputável ao cliente

Redes - Int. Longas

Interrupções Imprevistas Fortuitas ou de força maior

Razões de segurança

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Reengate

Facto imputável ao cliente

64 Frequência média de interrupções do sistema

5,15

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 interrupções curtas com origem em centros produtores, maioritariamente por causas próprias (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.

5,20

A frequência média de interrupções longas, com origem em centros produtores, 5,2, resulta, sobretudo, de interrupções por causas próprias (87%) e razões de segurança (13%). Quanto às interrupções longas com origem nas redes, constata-se uma frequência média de 5,2 interrupções, principalmente resultantes de interrupções por causas próprias (52%) e por situações previstas por razões de serviço (48%).

1,77

Comparativamente aos valores estabelecidos regulamentarmente, verifica-se o cumprimento do indicador SAIFI BT da ilha se Santa Maria.

0,37

Produção - Int. Curtas

Redes - Int. Curtas

Produção - Int. Longas

Interrupções Previstas Acordo c/ cliente

Razões de serviço

Facto imputável ao cliente

Redes - Int. Longas

Interrupções Imprevistas Fortuitas ou de força maior

Razões de segurança

Próprias

Reengate

Facto imputável ao cliente

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.

3131

5.3.3. Rede de distribuição em média tensão Interrupções Durante 2011, contabilizaram-se 7453 interrupções em pontos de entrega da rede de distribuição em média tensão. Destas interrupções 5% verificaram-se em PdE de zonas de qualidade A, 4% em zonas do tipo B e as restantes em zonas do tipo C.

1854

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.

2307

Neste período, registaram-se 2307 interrupções 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%).

161

Cerca de 42% das interrupções registadas em 2011 foram longas e com origem nas redes. À semelhança das demais interrupções, e pela concentração de PdE nestas

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Interrupções Previstas Acordo c/ cliente

Razões de serviço

Facto imputável ao cliente

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Interrupções Imprevistas Fortuitas ou de força maior

Razões de segurança

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Reengate

Facto imputável ao cliente

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; aproximadamente 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 interrupções devido a situações fortuitas ou de forçamaior, em zonas do tipo C.

243

2 794

165

1 625

2 202

160

Zona A

Zona B

Produção - Int. Curtas

Redes - Int. Curtas

Zona C Produção - Int. Longas

Interrupções Previstas Acordo c/ cliente

Razões de serviço

Facto imputável ao cliente

Redes - Int. Longas

Interrupções Imprevistas Fortuitas ou de força maior

Razões de segurança

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Facto imputável ao cliente

Tempo de interrupção equivalente da potência instalada (TIEPI)

2:20:11

O tempo de interrupção equivalente da 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 interrupções com origem em centros produtores, quer nas redes. Para interrupções longas, com origem em centros produtores, verifica-se um valor deste 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 representa 50% do valor total do TIEPI. O valor deste indicador resulta maioritariamente de interrupções imprevistas por causas próprias em zonas do tipo B e C (59% e 70%, respetivamente) 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%).

0:26:46

0:01:44

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, também por influência do baixo número de PdE aí existentes. Em zonas do tipo A este indicador atingiu uma hora e 5 minutos, predominantemente 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

0:00:18

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Redes - Int. Curtas

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Interrupções Previstas Acordo c/ cliente

Razões de serviço

Facto imputável ao cliente

Redes - Int. Longas

Interrupções Imprevistas Fortuitas ou de força maior

Razões de segurança

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Reengate

Facto imputável ao cliente

com o valor de 41 minutos, o TIEPI resulta maioritariamente 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 pontos de entrega, em 2011, foi de 3 horas e 23 minutos, contribuindo maioritariamente para esse número as interrupções previstas por razões de serviço (38%) e imprevistas por causas próprias (35%). Nesta zona de qualidade de serviço, é menos relevante o tempo de interrupção 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 definidos pelo RQS para as diferentes zonas de qualidade de serviço, o indicador TIEPI ficou abaixo 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.

1:05:22

0:40:50

3:23:29

0:04:42

0:42:03

0:37:10

0:00:24

0:01:21

0:02:37

0:00:01

0:00:31

Zona A

Zona B

Produção - Int. Curtas

Redes - Int. Curtas

Zona C Produção - Int. Longas

Interrupções Previstas Acordo c/ cliente

Razões de serviço

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Razões de segurança

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Facto imputável ao cliente

Duração média das interrupções do sistema (SAIDI)

3:02:10

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. Para interrupções longas com origem em centros produtores, o indicador SAIDI foi de 38 minutos. Este tipo de interrupção tem pouca expressão em zonas do tipo A (6 minutos), atingindo 45 minutos em zonas do tipo B e 47 em zonas do tipo C. As interrupções que contribuem para o valor deste indicador dividem-se entre causas próprias e razões de segurança, com contributos variáveis consoante o tipo de zona de qualidade de serviço.

0:37:42

A duração média, em 2011, das interrupções longas com origem nas redes foi, em São Miguel, de 3 horas e 2 minutos. Face às zonas 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 demais causas de interrupções a: razões de serviço (58%); imprevistas por causas próprias (13%); acordo com o cliente (12%); interrupções fortuitas ou de força-maior (6%).

0:02:13

0:00:32

Produção - Int. Curtas

Redes - Int. Curtas

Produção - Int. Longas

Interrupções Previstas Acordo c/ cliente

Razões de serviço

Facto imputável ao cliente

Redes - Int. Longas

Interrupções Imprevistas Fortuitas ou de força maior

Razões de segurança

Próprias

Reengate

Facto imputável ao cliente

Nas zonas do tipo C, de São Miguel, o SAIDI para interrupções longas com origem nas redes foi de 3 horas e 56 minutos, predominantemente devido a interrupções previstas por razões de serviço (43%) e a interrupções imprevistas por razões de serviço (32%). O indicador SAIDI respeitou integralmente os padrões estabelecidos regulamentarmente, em todas as zonas de qualidade.

1:03:28

0:28:03

3:56:29

0:05:44

0:44:46

0:47:12

0:00:31

0:01:19

0:02:52

0:00:03

0:00:45

Zona A

Zona B

Produção - Int. Curtas

Redes - Int. Curtas

Zona C Produção - Int. Longas

Interrupções Previstas Acordo c/ cliente

Razões de serviço

Facto imputável ao cliente

Redes - Int. Longas

Interrupções Imprevistas Fortuitas ou de força maior

Razões de segurança

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Facto imputável ao cliente

Frequência média de interrupções do sistema (SAIFI)

3,67

Durante 2011, verificaram-se, em média, cerca de 8,7 interrupções por ponto de entrega da rede de média tensão da ilha de São Miguel. Constata-se um valor residual deste indicador para interrupções curtas com origem nos centros produtores, 0,19 interrupções, inteiramente resultante de interrupções imprevistas por causas próprias. Durante o período em análise verificaram-se, em média, 2,7 interrupções curtas com origem nas redes. Ao nível das zonas de qualidade 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, respetivamente. Nas zonas A e B são predominantes as interrupções imprevistas por causas próprias (com 89% e 80%, respetivamente). Em zonas do tipo C, verifica-se uma forte influência dos reengates (51%) e de situações imprevistas por causas próprias (44%).

2,17

A frequência média de interrupções longas com origem nos centros produtores foi de 2,2 por PdE, sendo que, globalmente, este indicador resulta em 57% de interrupções imprevistas por causas próprias e 43% de interrupções 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.

2,71

No ano em questão, verificaram-se, em média, 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 distribuição semelhante entre interrupções previstas por razões de serviço (37%) e imprevistas por causas próprias (36%), bem com entre situações de acordo com o cliente fortuitas ou de força-maior (14% cada). Nas zonas do

0,19

Produção - Int. Curtas

Redes - Int. Curtas

Produção - Int. Longas

Interrupções Previstas Acordo c/ cliente

Razões de serviço

Facto imputável ao cliente

Redes - Int. Longas

Interrupções Imprevistas Fortuitas ou de força maior

Razões de segurança

Próprias

Reengate

Facto imputável ao cliente

tipo B este indicador atingiu as 1,5 interrupções 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 longas 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 previstas por razões de serviço. Os padrões de qualidade de serviço definidos para este indicador foram totalmente respeitados em todas as zonas de qualidade.

1,26

1,51

4,68

0,33

2,67

2,71

0,27

0,87

3,68

0,02

0,27

Zona A

Produção - Int. Curtas

Redes - Int. Curtas

Zona B

Interrupções Previstas Acordo c/ cliente

Razões de serviço

Facto imputável ao cliente

Zona C

Produção - Int. Longas

Redes - Int. Longas

Interrupções Imprevistas Fortuitas ou de força maior

Razões de segurança

Próprias

Reengate

Facto imputável ao cliente

5.3.4. Rede de distribuição em 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. Verificaram-se 11878 interrupções curtas com 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. Neste período, registaram-se 132864 interrupções longas com origem em centros produtores, na maioria resultantes de causas próprias (57%) e de razões de segurança (43%). Do total de 247263 interrupções longas, registadas como tendo origem nas redes, a maioria diz respeito a interrupções por causas próprias (41%). Constata-se um valor expressivo de interrupções por casos fortuitos (33%) e cerca de 26% de interrupções por razões de serviço.

17 882

14 597

214 784

3 648

21 424

107 792

2 412

6 547

143 265

11 862

Zona A

Zona B

Produção - Int. Curtas

Redes - Int. Curtas

Zona C Produção - Int. Longas

Interrupções Previstas Acordo c/ cliente

Razões de serviço

Facto imputável ao cliente

Redes - Int. Longas

Interrupções Imprevistas Fortuitas ou de força maior

Razões de segurança

Próprias

Reengate

Facto imputável ao cliente

Duração média das interrupções do sistema 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 negligenciável, tanto para interrupções com origem em centros produtores como nas redes. As interrupções longas, com origem em centros 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 predominantes no valor do indicador (56%), seguidas pelas causas próprias (37%). Nas zonas do tipo C, verifica-se uma predominância de interrupções por causas próprias (61%), constatando-se, também, um peso expressivo relativo 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.

0:36:00

0:19:59

2:29:22

0:04:28

0:41:19

0:46:54

0:00:23

0:01:11

0:02:49

0:00:00

0:00:50

Zona A

Zona B

Produção - Int. Curtas

Redes - Int. Curtas

Zona C Produção - Int. Longas

Interrupções Previstas Acordo c/ cliente

Razões de serviço

Facto imputável ao cliente

Redes - Int. Longas

Interrupções Imprevistas Fortuitas ou de força maior

Razões de segurança

Próprias

Reengate

Facto imputável ao cliente

Frequência média de interrupções do 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 zonas do tipo B e 11,9 interrupções em zonas de qualidade do tipo C As interrupções curtas, apresentam uma frequência média muito baixa, apenas com alguma expressão em zonas do tipo C (0,3). As interrupções curtas apresentam comportamento 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 sistema em BT foi de aproximadamente 1,4 interrupções 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 referente 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 situações previstas (22%).

Verifica-se o total cumprimento dos padrões de qualidade em todas as zonas.

1,40

1,79

5,38

0,29

2,60

2,67

0,19

0,80

3,59

0,00

0,30

Zona A

Zona B

Produção - Int. Curtas

Redes - Int. Curtas

Zona C Produção - Int. Longas

Interrupções Previstas Acordo c/ cliente

Razões de serviço

Facto imputável ao cliente

Redes - Int. Longas

Interrupções Imprevistas Fortuitas ou de força maior

Razões de segurança

Próprias

Reengate

Facto imputável ao cliente

5.4. Terceira Em 201,1 registaram-se menos 193 ocorrências (-31%) que no ano de 2010, totalizando 429. Em consequência as interrupções em PdE da rede MT reduziram em cerca de 5 mil (-33%).

2136

5.4.1. Rede de distribuição em 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 entrega de zonas do tipo C. Nesta ilha existem duas classificações de qualidade de serviço: zonas do tipo A e C.

3268

Verificaram-se 535 interrupções curtas com origem em centros produtores, 72% das quais resultantes de situações imprevistas por causas próprias e as restantes por razões de segurança. As redes deram origem a 4472 interrupções curtas, maioritariamente resultante de defeitos transitórios (reengates 83%) e cerca de 14% devido a causas próprias, com predominância em zonas de qualidade do tipo C, pela concentração de PdE, neste tipo de zona.

4472

Durante este ano, registaram-se 3268 interrupções longas decorrentes de situações imprevistas em centros produtores. Destas interrupções, 84% resultaram de causas próprias e as demais ocorreram por razões de segurança.

535

Produção - Int. Curtas

Em 2011, verificaram-se 2136 interrupções longas com origem nas redes, predominantemente 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 razões de serviço. Nas zonas do tipo A, com

Redes - Int. Curtas

Produção - Int. Longas

Interrupções Previstas Acordo c/ cliente

Razões de serviço

Facto imputável ao cliente

Redes - Int. Longas

Interrupções Imprevistas Fortuitas ou de força maior

Razões de segurança

Próprias

Reengate

Facto imputável ao cliente

508 interrupções desta natureza, constata-se uma influência relevante de situações fortuitas ou de força-maior (48%) seguida de interrupções imprevistas por causas próprias (43%). Para as zonas do tipo C, onde se registaram 1628 interrupções, cerca de 63% são imprevistas por causas próprias, registando-se 21% de casos fortuitos ou de força-maior.

Produção - Int. Curtas

508

1 628

578

2 690

654

3 818

131

404

Zona A

Redes - Int. Curtas

Interrupções Previstas Acordo c/ cliente

Razões de serviço

Facto imputável ao cliente

Zona C

Produção - Int. Longas

Redes - Int. Longas

Interrupções Imprevistas Fortuitas ou de força maior

Razões de segurança

Próprias

Reengate

Facto imputável ao cliente

Tempo de interrupção equivalente da potência instalada (TIEPI)

5:21:42

Em 2011, na ilha Terceira, registou-se um tempo de interrupção equivalente da potência instalada global de 6 horas e 33 minutos. O valor do indicador TIEPI, para interrupções curtas com origem em centros produtores, foi de cerca de 2 minutos, sendo maioritariamente devido a causas próprias (69%). Para as interrupções curtas com origem nas redes, o valor do indicador é, também, residual, cerca de 4 minutos, 87% dos quais por interrupções por causa próprias.

1:05:31

O tempo de interrupção equivalente da potência instalada, referente a interrupções longas com origem em centros produtores, foi de 1 hora e 6 minutos, 83% resultante de interrupções imprevistas por causas próprias e as restantes por razões de segurança. Em zonas do tipo A, o indicador para interrupções 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%.

0:03:40

As interrupções longas com origem nas redes, 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 interrupções imprevistas por causas próprias 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

0:02:05

Produção - Int. Curtas

Redes - Int. Curtas

Produção - Int. Longas

Interrupções Previstas Acordo c/ cliente

Razões de serviço

Facto imputável ao cliente

Redes - Int. Longas

Interrupções Imprevistas Fortuitas ou de força maior

Razões de segurança

Próprias

Reengate

Facto imputável ao cliente

do indicador se deve a interrupções por causas fortuitas ou de força-maior, 31% é relativo a interrupções por causas próprias e 21% por razões de serviço.

NA ilha Terceira, durante o ano de 2011, registou-se uma energia não distribuída, nas zonas A e C, de 127,7 MWh e 173,96 MWh, respetivamente.

Comparando o valor do indicador TIEPI, para as duas zonas de qualidade de serviço existentes, com os padrões estabelecidos regulamentarmente, verifica-se o total cumprimento dos mesmos.

4:44:08

5:46:06

0:35:06

1:25:11

0:01:36

0:05:01

0:01:20

0:02:35

Zona A

Produção - Int. Curtas

Redes - Int. Curtas

Interrupções Previstas Acordo c/ cliente

Razões de serviço

Facto imputável ao cliente

Zona C

Produção - Int. Longas

Redes - Int. Longas

Interrupções Imprevistas Fortuitas ou de força maior

Razões de segurança

Próprias

Reengate

Facto imputável ao cliente

Duração média das interrupções do sistema (SAIDI)

5:33:45

Durante 2011, a duração média de interrupções da ilha Terceira foi de 7 horas e 10 minutos. 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%).

1:29:35

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 minutos, 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 razões de segurança

0:03:42

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 resultante 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 causas próprias, atingiram 34%, e as razões de serviço, 17%, destacando-se no valor do indicador.

0:02:37

O valor do indicador SAIDI, de 2011, para a ilha Terceira, cumpriu plenamente os

Produção - Int. Curtas

Redes - Int. Curtas

Produção - Int. Longas

Interrupções Previstas Acordo c/ cliente

Razões de serviço

Facto imputável ao cliente

Redes - Int. Longas

Interrupções Imprevistas Fortuitas ou de força maior

Razões de segurança

Próprias

Reengate

Facto imputável ao cliente

padrões estabelecidos no regulamento de qualidade de serviço.

5:09:43

5:44:24

0:43:54

1:49:34

0:02:02

0:04:25

0:01:58

0:02:54

Zona A Produção - Int. Curtas

Zona C Redes - Int. Curtas

Produção - Int. Longas

Interrupções Previstas Acordo c/ cliente

Razões de serviço

Facto imputável ao cliente

Redes - Int. Longas

Interrupções Imprevistas Fortuitas ou de força maior

Razões de segurança

Próprias

Reengate

Facto imputável ao cliente

Frequência média de interrupções do sistema (SAIFI)

5,06

Durante 2011, na ilha Terceira, verificaramse, em média, cerca de 25 interrupções em pontos de entrega da rede de média tensão. 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 causas próprias. As interrupções curtas, com origem nas redes, tiveram uma frequência média de 10,6, predominantemente resultantes de reengates (83%). Em zonas do tipo A, o valor deste indicador foi de 5,1 interrupções e em zonas do tipo B, de 13 interrupções.

7,75

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.

10,58

Para interrupções longas, com origem nas redes, verificou-se, em 2011, um valor de SAIFI de 5,1 interrupções. Em zonas de qualidade de serviço do tipo A este indicador foi de 4 interrupções, que se dividem, maioritariamente, 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 próprias (63%), com contributos de situações fortuitas ou de força-maior (21%) e previstas por razões de serviço (15%).

1,27

Relativamente aos padrões estabelecidos

Produção - Int. Curtas

Redes - Int. Curtas

Produção - Int. Longas

Interrupções Previstas Acordo c/ cliente

Razões de serviço

Facto imputável ao cliente

Redes - Int. Longas

Interrupções Imprevistas Fortuitas ou de força maior

Razões de segurança

Próprias

Reengate

Facto imputável ao cliente

regulamentarmente, verifica-se o cumprimento dos mesmos em, ambas as zonas de qualidade de serviço.

3,96

5,54

4,50

9,17

5,10

12,97

1,02

1,38

Zona A Produção - Int. Curtas

Zona C Redes - Int. Curtas

Produção - Int. Longas

Interrupções Previstas Acordo c/ cliente

Razões de serviço

Facto imputável ao cliente

Redes - Int. Longas

Interrupções Imprevistas Fortuitas ou de força maior

Razões de segurança

Próprias

Reengate

Facto imputável ao cliente

5.4.2. Rede de distribuição em 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 interrupções e em zonas do tipo C verificaram-se 595648. Apenas 2% das interrupções têm origem na rede BT. Neste período, contabilizaram-se 29552 interrupções curtas com origem em centros produtores, 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%), tendo-se registado, igualmente, interrupções imprevistas por causas próprias (34%) e por razões de serviço (11%). Nas zonas C, predominam 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 estabelecidos em todas as zonas de qualidade.

28 126

125 593

14 867

185 674

20 784

257 516

2 687

26 865

Zona A Produção - Int. Curtas

Zona C Redes - Int. Curtas

Produção - Int. Longas

Interrupções Previstas Acordo c/ cliente

Razões de serviço

Facto imputável ao cliente

Redes - Int. Longas

Interrupções Imprevistas Fortuitas ou de força maior

Razões de segurança

Próprias

Reengate

Facto imputável ao cliente

Duração média das interrupções do sistema (SAIDI) No decorrer de 2011, registou-se na ilha Terceira 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 interrupções curtas, é residual, sendo maioritariamente resultado de interrupções por causas próprias.

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 razões de serviço (12%). Consequentemente, verifica-se menor um peso de casos fortuitos (46%) e de razões de serviço (12%)

Os padrões regulamentares foram inteiramente cumpridos.

As interrupções longas, com origem em centros 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-

4:34:37

5:57:26

0:18:53

1:51:29

0:01:26

0:03:38

0:00:46

0:02:50

Zona A

Zona C

Produção - Int. Curtas

Redes - Int. Curtas

Produção - Int. Longas

Interrupções Previstas Acordo c/ cliente

Razões de serviço

Facto imputável ao cliente

Redes - Int. Longas

Interrupções Imprevistas Fortuitas ou de força maior

Razões de segurança

Próprias

Reengate

Facto imputável ao cliente

Frequência média de interrupções do 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 situações próprias. A frequência média de interrupções curtas, com origem nas redes, foi de 3,0 e 12,9, em zonas A e C, respetivamente, sendo a maioria decorrente de reengates.

interrupções em zonas do tipo A e de 9,4 em zonas do tipo C, na maioria por causas próprias.

As interrupções longas com origem nas redes, verificadas em 2011, resultaram num SAIFI de 4,1 interrupções em zonas A e de 6,3 interrupções 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 interrupções 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.

Este indicador, referente a interrupções longas com origem em centros produtores, foi de 2,2

4,10

6,33

2,21

9,41

3,05

12,92

0,40

1,35

Zona A Produção - Int. Curtas

Zona C Redes - Int. Curtas

Produção - Int. Longas

Interrupções Previstas Acordo c/ cliente

Razões de serviço

Facto imputável ao cliente

Redes - Int. Longas

Interrupções Imprevistas Fortuitas ou de força maior

Razões de segurança

Próprias

Reengate

Facto imputável ao cliente

5.5. Graciosa Na ilha Graciosa, durante 2011, verificaramse 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.

725

5.5.1. Rede de distribuição em 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.

190

Destas interrupções, 66 caracterizaram-se como razões de segurança, tendo origem em centros produtores e duração curta. Neste período, verificaram-se 224 interrupções curtas com origem nas redes, 70% das quais por causas próprias e as restantes devido a razões de serviço.

224

Das 190 interrupções longas, com origem em centros produtores, 18% deveram-se a razões de segurança e as restantes a causas próprias. Cerca de 76%, das 725 interrupções longas, com origem nas redes, foram devidas a causas próprias e 24% a razões de serviço, tendo-se também verificado 3 interrupções por acordo com o cliente.

Produção - Int. Curtas

Redes - Int. Curtas

Produção - Int. Longas

Interrupções Previstas Acordo c/ cliente

Razões de serviço

Facto imputável ao cliente

Redes - Int. Longas

Interrupções Imprevistas Fortuitas ou de força maior

Razões de segurança

Próprias

Reengate

Facto imputável ao cliente

Tempo de interrupção equivalente da potência instalada (TIEPI)

9:00:42

O tempo de interrupção equivalente registado 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 interrupções com origem em centros produtores e de 6 minutos para as interrupções que têm como origem as redes. As interrupções longas, com origem em centros produtores, resultaram num valor de TIEPI de cerca de 20 minutos, preponderantemente resultante de interrupções por causas próprias (84% do valor do indicador) e por razões de segurança.

0:19:37

Face às interrupções longas, com origem nas redes, verificou-se, em 2011, um valor de TIEPI de cerca de 9 horas. Este valor é, sobretudo, resultante de interrupções por razões de serviço (50%) e por interrupções imprevistas por causas próprias (48%). Em relação aos valores padrão para este indicador, verifica-se o total cumprimento do estabelecido regulamentarmente.

0:06:00

Ao longo do ano de 2011, a energia não distribuída, na zona C da ilha da Graciosa, atingiu os 13,36 MWh.

0:02:29

Produção - Int. Curtas

Redes - Int. Curtas

Produção - Int. Longas

Interrupções Previstas Acordo c/ cliente

Razões de serviço

Facto imputável ao cliente

Redes - Int. Longas

Interrupções Imprevistas Fortuitas ou de força maior

Razões de segurança

Próprias

Reengate

Facto imputável ao cliente

Duração média das interrupções do sistema (SAIDI)

10:34:55

Na ilha Graciosa, no decorrer de 2011, registou-se uma duração média das interrupções do sistema de 11 horas e 6 minutos. Como seria expectável, o valor deste indicador 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 causas próprias e por razões de segurança (16%).

0:21:27

O SAIDI, referente a interrupções longas com origem nas redes, de 10 hortas e 35 minutos, é maioritariamente resultante de intervenções para manutenção e/ou investimento (razões de serviço: 55%). Constata-se um contributo significativo de interrupções imprevistas por causas próprias (44%) e um valor residual referente a interrupções por acordo com o cliente (1%). Face aos padrões estabelecidos em sede do RQS, verifica-se que os mesmos foram inteiramente respeitados.

0:06:35

0:02:46

Produção - Int. Curtas

Redes - Int. Curtas

Produção - Int. Longas

Interrupções Previstas Acordo c/ cliente

Razões de serviço

Facto imputável ao cliente

Redes - Int. Longas

Interrupções Imprevistas Fortuitas ou de força maior

Razões de segurança

Próprias

Reengate

Facto imputável ao cliente

Frequência média de interrupções do sistema (SAIFI)

11,89

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. A frequência média de interrupções curtas 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.

3,11

As interrupções longas, com origem em centros 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 segurança. O mesmo indicador, para interrupções longas com origem nas redes, atingiu as 11,9 interrupções, contribuindo maioritariamente as interrupções por causas próprias (76%) tendo, também, expressão as interrupções previstas por razões de serviço (24%).

3,67

1,08

Produção - Int. Curtas

Redes - Int. Curtas

Produção - Int. Longas

Interrupções Previstas Acordo c/ cliente

Razões de serviço

Facto imputável ao cliente

Redes - Int. Longas

Interrupções Imprevistas Fortuitas ou de força maior

Razões de segurança

Próprias

Reengate

Facto imputável ao cliente

5.5.2. Rede de distribuição em baixa tensão

34 914

Interrupções Na ilha Graciosa, registaram-se 60183 interrupções 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 classificadas como curtas, com origem em centros produtores, 3608, quase na totalidade relativas a razões de segurança.

9 925

Neste período, contaram-se 11736 interrupções 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. As interrupções longas com origem nas redes atingiram as 34914, 82% foram referentes a causas próprias e as demais a razões de serviço.

11 736

3 608

Produção - Int. Curtas

Redes - Int. Curtas

Produção - Int. Longas

Interrupções Previstas Acordo c/ cliente

Razões de serviço

Facto imputável ao cliente

Redes - Int. Longas

Interrupções Imprevistas Fortuitas ou de força maior

Razões de segurança

Próprias

Reengate

Facto imputável ao cliente

92 Duração média das interrupções do sistema (SAIDI)

8:37:46

A duração média das interrupções de pontos de entrega de baixa tensão da ilha Graciosa atingiu as 9 horas e 8 minutos. As interrupções curtas, com origem em centros produtores, contribuíram para o valor global do indicador com cerca de 3 minutos, 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.

0:21:06

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 minutos, advém de interrupções próprias em 52% do valor e de interrupções previstas por razões de serviço em cerca de 48%.

0:06:45

O padrão para este indicador foi cumprido. .

0:02:53

Produção - Int. Curtas

Redes - Int. Curtas

Produção - Int. Longas

Interrupções Previstas Acordo c/ cliente

Razões de serviço

Facto imputável ao cliente

Redes - Int. Longas

Interrupções Imprevistas Fortuitas ou de força maior

Razões de segurança

Próprias

Reengate

Facto imputável ao cliente

Frequência média de interrupções do sistema (SAIFI)

10,86

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 média de 3,6 interrupções, 71% das quais por causas próprias. Neste período, o SAIFI de interrupções longas, 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.

3,08

Para as interrupções longas com origem nas redes, verificou-se uma frequência média de 10,9 interrupções. Do valor referido, 82% deve-se a interrupções por causas próprias e o restante a razões de serviço. O padrão para este indicador foi respeitado.

3,66

1,13

Produção - Int. Curtas

Redes - Int. Curtas

Produção - Int. Longas

Interrupções Previstas Acordo c/ cliente

Razões de serviço

Facto imputável ao cliente

Redes - Int. Longas

Interrupções Imprevistas Fortuitas ou de força maior

Razões de segurança

Próprias

Reengate

Facto imputável ao cliente

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.

592

5.6.1. Rede de distribuição em média tensão Interrupções Na ilha de São Jorge, durante 2011, registaram-se 927 interrupções em pontos de entrega da rede em média tensão. Nesta ilha, no ano em análise, não se verificaram 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, predominantemente, por causas próprias (76%) e devido a factos fortuitos ou de força-maior (20%). As interrupções longas, com origem em centros produtores, registadas durante este período foram 88, todas decorrentes de causas próprias.

247

Produção - Int. Curtas

A maioria das interrupções registada (64%) teve duração longa e origem nas redes. Estas interrupções, caracterizam-se por serem predominantemente por causas próprias (51%) verificando-se que 30% são referentes a casos fortuitos ou de força-maior e 18% por razões de serviço.

Redes - Int. Curtas

Produção - Int. Longas

Interrupções Previstas Acordo c/ cliente

Razões de serviço

Facto imputável ao cliente

Redes - Int. Longas

Interrupções Imprevistas Fortuitas ou de força maior

Razões de segurança

Próprias

Reengate

Facto imputável ao cliente

Tempo de interrupção equivalente da potência instalada (TIEPI)

O TIEPI para pontos de entrega da rede MT, registado em São Jorge, durante 2011, foi de 7 horas e 13 minutos. As interrupções curtas, com origem nas redes, contribuem com cerca de 6 minutos para o valor global do indicador, sendo preponderantemente resultante de interrupções por causas próprias (73%) e por casos fortuitos ou de força-maior (20%).

6:55:38

Este indicador, quando referido a interrupções longas, com origem em centros produtores, atinge cerca de 11 minutos, sendo resultante de interrupções por causas próprias. As interrupções longas, com origem nas redes, 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, também, as interrupções imprevistas por causas próprias (24%) e os casos fortuitos ou de força-maior (23%).

0:11:28

Comparando o TIEPI de interrupções longas, com origem nas redes, por causas próprias, com o padrão estabelecido regulamentarmente, conclui-se que este foi inteiramente respeitado.

0:05:50

Produção - Int. Curtas

Na zona C da ilha de São Jorge verificou-se, em 2011, um valor de energia não distribuída de 25,08 MWh.

Redes - Int. Curtas

Produção - Int. Longas

Interrupções Previstas Acordo c/ cliente

Razões de serviço

Facto imputável ao cliente

Redes - Int. Longas

Interrupções Imprevistas Fortuitas ou de força maior

Razões de segurança

Próprias

Reengate

Facto imputável ao cliente

Duração média das interrupções do 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. O valor deste indicador para interrupções curtas, com origem nas redes, teve um valor inferior a 6 minutos, referente a interrupções por causas próprias (74%) e casos fortuitos (22%).

7:33:09

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 redes, resultaram num indicador SAIDI de 7 horas e 33 minutos, salientando-se que cerca de 51% deste valor é respeitante a intervenções nas redes, para ações de manutenção ou investimento. Para o valor global contribuem também causas próprias (27%) e factos fortuitos ou de força-maior (20%).

0:12:14

O padrão definido a nível regulamentar para o SAIDI (Zona de qualidade do tipo C) foi comprido.

0:05:54

Produção - Int. Curtas

Redes - Int. Curtas

Produção - Int. Longas

Interrupções Previstas Acordo c/ cliente

Razões de serviço

Facto imputável ao cliente

Redes - Int. Longas

Interrupções Imprevistas Fortuitas ou de força maior

Razões de segurança

Próprias

Reengate

Facto imputável ao cliente

Frequência média de interrupções do 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 interrupções (91%).

6,49

Neste período, o valor do SAIFI para as interrupções 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 interrupções por causas próprias.

0,96

Para interrupções longas, com origem nas redes, constata-se uma frequência média de interrupções do sistema de 6,5. Aproximadamente 51% do valor deste indicador é resultante de interrupções por causas próprias, distribuindo-se o restante valor por interrupções fortuitas (30%), razões de serviço (18%) e acordo com o cliente (1%). Comparativamente ao valor padrão, estabelecido regulamentarmente para a zona de qualidade C existente nesta ilha, comprova-se o cumprimento do exigido.

2,73

Produção - Int. Curtas

Redes - Int. Curtas

Produção - Int. Longas

Interrupções Previstas Acordo c/ cliente

Razões de serviço

Facto imputável ao cliente

Redes - Int. Longas

Interrupções Imprevistas Fortuitas ou de força maior

Razões de segurança

Próprias

Reengate

Facto imputável ao cliente

98 5.6.2. Rede de distribuição em baixa tensão Interrupções Na ilha de São Jorge registaram-se, no decorrer de 2011, 53342 interrupções em pontos de entrega da rede BT. Menos de 1% destas interrupções teve origem na rede de baixa tensão.

32 446

Neste período, para a ilha em questão, não se verificaram interrupções curtas com origem 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 forçamaior.

5 414

Com origem na produção, apuraram-se 5414 interrupções longas, na totalidade relativas a causas próprias. As 32446 interrupções de duração longa e origem nas redes registadas, repartem-se, pelas causas que lhes dão origem, da seguinte forma: 50% são interrupções por causas próprias; 30% devem-se a casos fortuitos; 10% referem-se a razões de serviço. O valor apurado para este indicador cumpre o estabelecido regulamentarmente.

15 482

Produção - Int. Curtas

Redes - Int. Curtas

Produção - Int. Longas

Interrupções Previstas Acordo c/ cliente

Razões de serviço

Facto imputável ao cliente

Redes - Int. Longas

Interrupções Imprevistas Fortuitas ou de força maior

Razões de segurança

Próprias

Reengate

Facto imputável ao cliente

Duração média das interrupções do 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 serviço.

6:17:45

As interrupções longas com origem em centros produtores, que ocorreram totalmente por causas próprias, atingiram uma duração média de12 minutos. Para interrupções longas com origem nas 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.

0:11:46

O indicador SAIDI cumpre inteiramente o padrão definido no RQS.

0:05:56

Produção - Int. Curtas

Redes - Int. Curtas

Produção - Int. Longas

Interrupções Previstas Acordo c/ cliente

Razões de serviço

Facto imputável ao cliente

Redes - Int. Longas

Interrupções Imprevistas Fortuitas ou de força maior

Razões de segurança

Próprias

Reengate

Facto imputável ao cliente

Frequência média de interrupções do sistema (SAIFI)

100

Durante 2011, registaram-se, em média, uma frequência de 9,3 interrupções em PdE da rede em baixa tensão desta ilha. A frequência média de interrupções curtas, com origem nas redes, foi de 2,7. Aproximadamente 77% deste valor resulta de interrupções por causas próprias, verificando-se também que 18% do valor referido se deve a casos fortuitos e 5% a intervenções por razões de serviço.

5,64

A frequência média de interrupções longas, com origem em centros produtores, foi inferior a 1, sendo totalmente referente a interrupções por causas próprias. As interrupções longas com origem nas redes tiveram uma frequência média de 5,6 interrupções, valor que resulta em 50% de interrupções por causas próprias, em 31% de casos fortuitos ou de força-maior e em 20% de interrupções por razões de serviço.

0,93

Os padrões estabelecidos regulamentarmente foram inteiramente respeitados.

2,71

Produção - Int. Curtas

Redes - Int. Curtas

Produção - Int. Longas

Interrupções Previstas Acordo c/ cliente

Razões de serviço

Facto imputável ao cliente

Redes - Int. Longas

Interrupções Imprevistas Fortuitas ou de força maior

Razões de segurança

Próprias

Reengate

Facto imputável ao cliente

101

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 redes MT, menos 41%.

601

5.7.1. Rede de distribuição em 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 interrupção curta, com origem em centros produtores, 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%).

428

No período em análise, foram registadas 428 interrupções longas com origem em centros produtores, na totalidade resultante de causas próprias. Registaram-se 601 interrupções longas, com origem nas redes, a maioria relativa a situações 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.

Produção - Int. Curtas

Redes - Int. Curtas

Produção - Int. Longas

Interrupções Previstas Acordo c/ cliente

Razões de serviço

Facto imputável ao cliente

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Interrupções Imprevistas Fortuitas ou de força maior

Razões de segurança

Próprias

Reengate

Facto imputável ao cliente

Tempo de interrupção equivalente da potência instalada (TIEPI)

102

Em 2011, o tempo de interrupção equivalente 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, repartindo-se entre o resultante de interrupções fortuitas ou de força-maior (60%) e causas próprias (40%).

2:32:10

Para as interrupções longas, com origem em centros produtores, obteve-se um valor para o indicador TIEPI de 32 minutos, totalmente resultante de interrupções por causas próprias. O valor atingido por este indicador resulta, fundamentalmente, de interrupções longas, com origem nas redes, totalizando 2 horas e 32 minutos. Aproximadamente 72% do tempo de interrupção equivalente é resultante de interrupções por razões de serviço, contribuindo também: causas próprias (15%); acordo com o cliente (12%) e fortuitas (1%).

0:32:23

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.

0:00:55

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Interrupções Previstas Acordo c/ cliente

Razões de serviço

Facto imputável ao cliente

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Interrupções Imprevistas Fortuitas ou de força maior

Razões de segurança

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Facto imputável ao cliente

Duração média das interrupções do sistema (SAIDI)

103

A duração média das interrupções registadas no Pico, durante 2011, foi de 4 horas e 7 minutos. As interrupções curtas, com origem nas redes, contribuíram para o valor referido com cerca de 1 minuto.

3:24:34

As interrupções longas, com origem em centros produtores, todas devido a causas próprias, 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 intervenções 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.

0:41:29

O indicador SAIDI, para interrupções longas, por causas próprias com origem nas redes, ficou abaixo do padrão, cumprindo o estabelecido regulamentarmente.

0:01:05

Produção - Int. Curtas

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Produção - Int. Longas

Interrupções Previstas Acordo c/ cliente

Razões de serviço

Facto imputável ao cliente

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Facto imputável ao cliente

Frequência média de interrupções do sistema (SAIFI)

104

Na ilha do Pico, em 2011 registou-se uma frequência média de interrupções do sistema de 6,6 interrupções. O valor deste indicador para interrupções curtas, com origem nas redes, foi de 0,6 interrupções.

3,53

Para interrupções longas com origem em centros produtores verificaram-se, neste período, o SAIFI foi de 2,5interrupções, totalmente por causas próprias. Relativamente a interrupções com origem nas redes, de duração longa, registou-se um SAIFI de 3,5 interrupções. Cerca de 54% deste valor refere-se a interrupções imprevistas por causas próprias e 34% a razões de serviço.

2,51

O padrão estabelecido regulamentarmente para este indicador foi totalmente cumprido.

0,55

Produção - Int. Curtas

Redes - Int. Curtas

Produção - Int. Longas

Interrupções Previstas Acordo c/ cliente

Razões de serviço

Facto imputável ao cliente

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Interrupções Imprevistas Fortuitas ou de força maior

Razões de segurança

Próprias

Reengate

Facto imputável ao cliente

105 5.7.2. Rede de distribuição em baixa tensão Interrupções Na ilha do Pico, registaram-se 67344 interrupções em pontos de entrega da rede em baixa tensão. Do número de interrupções referido, 9% teve origem nas redes em baixa tensão.

37 525

Num total de 5319 interrupções curtas com origem nas redes, verifica-se que 37% se devem a causas próprias e 65% são referentes a intervenções nas redes. As 24500 interrupções longas e origem em centros produtores foram inteiramente resultantes de causas próprias. No ano em análise, foram contabilizadas 37525 interrupções longas com origem nas redes, das quais 51% se referem a interrupções por causas próprias, 42% a razões de serviço e 7% se devem a situações de forçamaior.

24 500

5 319

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Interrupções Previstas Acordo c/ cliente

Razões de serviço

Facto imputável ao cliente

Redes - Int. Longas

Interrupções Imprevistas Fortuitas ou de força maior

Razões de segurança

Próprias

Reengate

Facto imputável ao cliente

Duração média das interrupções do sistema (SAIDI)

106

No ano em análise, foi registado uma duração média de 5 horas e 52 minutos das interrupções 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 causas próprias.

5:05:38

Para interrupções longas com origem em 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 decompõe-se em 85% do valor referente a interrupções por razões de serviço, 14% em consequência de interrupções por causas próprias e 1% devido a factos fortuitos.

0:44:45

O padrão definido no RQS para este indicador foi cumprido.

0:01:10

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Interrupções Previstas Acordo c/ cliente

Razões de serviço

Facto imputável ao cliente

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Facto imputável ao cliente

Frequência média de interrupções do sistema (SAIFI)

107

Na ilha do Pico, registou-se durante 2011 uma frequência média de 7,4 interrupções em PdE da rede BT. As interrupções curtas com origem nas redes têm uma frequência média inferior a 0,6, resultante de interrupções por causas próprias (37%) e, sobretudo, de casos fortuitos ou de força-maior (63%).

4,13

As interrupções longas com origem em centros produtores apresentam uma frequência média de 2,7, resultante de interrupções por causas próprias. Para interrupções longas com origem nas redes, verificou-se um valor para este indicador 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.

2,69

Em relação ao padrão regulamentar para este indicador, atesta-se o cumprimento do mesmo.

0,59

Produção - Int. Curtas

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Produção - Int. Longas

Interrupções Previstas Acordo c/ cliente

Razões de serviço

Facto imputável ao cliente

Redes - Int. Longas

Interrupções Imprevistas Fortuitas ou de força maior

Razões de segurança

Próprias

Reengate

Facto imputável ao cliente

108

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.

5.8.1. Rede de distribuição em média tensão

270

Interrupções Durante 2011, verificaram-se 1154 interrupções em pontos de entrega da rede MT da ilha do Faial. Em virtude da maior concentração de PdE em zonas do tipo C, verificase a concentração do número de interrupções nesta zona de qualidade ed serviço. Desta forma, do valor referido, apenas 27 se registaram em zonas do tipo A.

761

Neste período, ocorreram 123 interrupções curtas, com origem nas redes, 67% relativas a interrupções por causas próprias e 33% por razões de serviço. Em zonas do tipo A apenas se registaram 10 situações desta natureza, 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 percentagem de causas próprias (73%). A maioria das interrupções longas, registadas nesta ilha, teve origem em centros produtores. A totalidade dos 761 casos registados ocorreu por causas próprias.

123

Das 270 interrupções longas, registadas tendo como origem as redes, 75% tiveram causas 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 registaram-se 243 interrupções, a maioria das

Produção - Int. Curtas

Redes - Int. Curtas

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Interrupções Previstas Acordo c/ cliente

Razões de serviço

Facto imputável ao cliente

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Interrupções Imprevistas Fortuitas ou de força maior

Razões de segurança

Próprias

Reengate

Facto imputável ao cliente

109

quais por causas próprias (82%) e as demais por razões de serviço (15%) e por acordo com o cliente (2%).

243

137

624

113

Zona A Produção - Int. Curtas

Zona C Redes - Int. Curtas

Produção - Int. Longas

Interrupções Previstas Acordo c/ cliente

Razões de serviço

Facto imputável ao cliente

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Próprias

Reengate

Facto imputável ao cliente

Tempo de interrupção equivalente da potência instalada (TIEPI)

110

O TIEPI registado na ilha do Faial em 2011 totalizou 2 horas e 10 minutos. O valor do indicador para interrupções curtas é, como esperado, residual (1 minuto).

0:58:54

À semelhança do verificado com o número de interrupções, o maior contributo para o valor global deste indicador é referente a interrupções longas com origem em centros produtores. Para a ilha do Faial este indicador totalizou 2 horas e 11 minutos, na totalidade 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 longas 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%).

2:10:57

Ao nível das zonas de qualidade de serviço constata-se um valor substancialmente mais baixo em zonas do tipo A, 25 minutos, quando 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 interrupções por causas próprias (35%), sendo, naturalmente, menor a expressão das interrupções por razões de serviço (32%) e por acordo com o cliente (32%).

0:01:11

O indicador TIEPI cumpriu totalmente os padrões 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.

Produção - Int. Curtas

Redes - Int. Curtas

Produção - Int. Longas

Interrupções Previstas Acordo c/ cliente

Razões de serviço

Facto imputável ao cliente

Redes - Int. Longas

Interrupções Imprevistas Fortuitas ou de força maior

Razões de segurança

Próprias

Reengate

Facto imputável ao cliente

111

0:25:19

1:37:38

1:44:44

2:41:02

0:00:01

0:02:31

Zona A Produção - Int. Curtas

Zona C Redes - Int. Curtas

Produção - Int. Longas

Interrupções Previstas Acordo c/ cliente

Razões de serviço

Facto imputável ao cliente

Redes - Int. Longas

Interrupções Imprevistas Fortuitas ou de força maior

Razões de segurança

Próprias

Reengate

Facto imputável ao cliente

Duração média das interrupções do sistema (SAIDI)

112

A duração média das interrupções registadas 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 qualidade 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.

0:55:24

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 interrupções por causas próprias.

2:26:09

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%.

0:01:41

Face aos padrões estabelecidos regulamentarmente constata-se o cumprimento dos mesmos nas zonas A e C.

Produção - Int. Curtas

Redes - Int. Curtas

Produção - Int. Longas

Interrupções Previstas Acordo c/ cliente

Razões de serviço

Facto imputável ao cliente

Redes - Int. Longas

Interrupções Imprevistas Fortuitas ou de força maior

Razões de segurança

Próprias

Reengate

Facto imputável ao cliente

113

0:26:58

1:09:21

1:44:31

2:46:30

Zona A Produção - Int. Curtas

Zona C Redes - Int. Curtas

Produção - Int. Longas

Interrupções Previstas Acordo c/ cliente

Razões de serviço

Facto imputável ao cliente

Redes - Int. Longas

Interrupções Imprevistas Fortuitas ou de força maior

Razões de segurança

Próprias

Reengate

Facto imputável ao cliente

Frequência média de interrupções do sistema (SAIFI)

114

Na ilha do Faial, no decorrer de 2011, registou-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.

2,02

A frequência média de interrupções curtas com origem nas redes foi de 0,9, maioritariamente 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.

5,69

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 qualidade de serviço A, o valor do indicador resulta, particularmente, de razões de serviço (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%)

0,92

Produção - Int. Curtas

Os padrões estabelecidos pelo RQS para este indicador foram totalmente respeitados.

Redes - Int. Curtas

Produção - Int. Longas

Interrupções Previstas Acordo c/ cliente

Razões de serviço

Facto imputável ao cliente

Redes - Int. Longas

Interrupções Imprevistas Fortuitas ou de força maior

Razões de segurança

Próprias

Reengate

Facto imputável ao cliente

115

0,61

2,71

3,11

6,95

0,23

1,26

Zona A Produção - Int. Curtas

Zona C Redes - Int. Curtas

Produção - Int. Longas

Interrupções Previstas Acordo c/ cliente

Razões de serviço

Facto imputável ao cliente

Redes - Int. Longas

Interrupções Imprevistas Fortuitas ou de força maior

Razões de segurança

Próprias

Reengate

Facto imputável ao cliente

5.8.2. Rede de distribuição em baixa tensão Interrupções No ano de 2011, foram assinaladas 64165 interrupções 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.

Estas interrupções foram, maioritariamente, devidas a causas próprias (68%) e as restantes por razões de serviço, embora com comportamentos distintos nas diferentes zonas de qualidade.

116

As interrupções longas com origem em centros 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 resultado de causas próprias (85%), tendo-se registado cerca de 13% deste valor por razões de serviço e 1% por acordo com os clientes.

As interrupções curtas com origem nas redes, registadas neste período, num total de 6551, atingiram, sobretudo, PdE de zonas do tipo B.

953

12 563

11 723

32 375

728

5 823

Zona A Produção - Int. Curtas

Zona C Redes - Int. Curtas

Produção - Int. Longas

Interrupções Previstas Acordo c/ cliente

Razões de serviço

Facto imputável ao cliente

Redes - Int. Longas

Interrupções Imprevistas Fortuitas ou de força maior

Razões de segurança

Próprias

Reengate

Facto imputável ao cliente

Duração média das interrupções do sistema (SAIDI) Em 2011, o indicador SAIDI, para PdE da rede BT da ilha do Faial, atingiu as 2 horas e 4 minutos 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 residual: 3 segundos em zonas do tipo A e menos de 3 minutos em zonas do tipo C. As interrupções longas, com origem em centros 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 seguintes valores do indicador SAIDI: zonas A, 5 minutos, zona C, 1 hora e 1 minuto. Em zonas do tipo A, 58% do tempo registado é referente a interrupções por causas próprias e 33% por 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 previstas por razões de serviço por cerca de 20%. Os padrões definidos foram cumpridos nas zonas A e C.

0:05:09

1:00:55

1:58:07

2:56:24

0:00:03

0:02:46

Zona A

Produção - Int. Curtas

Zona C

Redes - Int. Curtas

Produção - Int. Longas

Interrupções Previstas Acordo c/ cliente

Razões de serviço

117

Facto imputável ao cliente

Redes - Int. Longas

Interrupções Imprevistas Fortuitas ou de força maior

Razões de segurança

Próprias

Reengate

Facto imputável ao cliente

Frequência média de interrupções do sistema (SAIFI)

tipo C, em resultado de interrupções por causas próprias.

Na ilha do Faial, a frequência média de interrupções registada foi de 4,0 em zonas do tipo A e 11,6 em zonas do tipo C.

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.

As interrupções curtas com origem nas redes 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 interrupções 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

Os padrões regulamentares foram cumpridos nas duas zonas.

0,29

2,88

3,52

7,43

0,22

1,33

Zona A

Produção - Int. Curtas

Zona C

Redes - Int. Curtas

Produção - Int. Longas

Interrupções Previstas Acordo c/ cliente

Razões de serviço

118

Facto imputável ao cliente

Redes - Int. Longas

Interrupções Imprevistas Fortuitas ou de força maior

Razões de segurança

Próprias

Reengate

Facto imputável ao cliente

119

5.9. Flores Emboras se tenham verificado mais 19 ocorrências na ilha das Flores, durante 2011, comparativamente ao ano de 2010, o número de interrupções em PdE da rede MT foi inferior em 37%, ou seja, 496.

191

5.9.1. Rede de distribuição em média tensão Interrupções Na ilha das Flores, em 2011, registaram-se 496 interrupções em pontos de entrega da rede em média tensão.

219

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 segurança (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%).

Neste período, registaram-se 219 interrupções longas com origem em centros produtores, 50% das quais por razões de segurança 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.

Produção - Int. Curtas

Redes - Int. Curtas

Produção - Int. Longas

Interrupções Previstas Acordo c/ cliente

Razões de serviço

Facto imputável ao cliente

Redes - Int. Longas

Interrupções Imprevistas Fortuitas ou de força maior

Razões de segurança

Próprias

Reengate

Facto imputável ao cliente

Tempo de interrupção equivalente da potência instalada (TIEPI)

4:05:22

120

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 minutos quando a origem das interrupções são os centros produtores e tendo menos de 1 minuto para interrupções com origem nas redes. Para interrupções longas com origem nos centros produtores, apurou-se um valor do TIEPI de 1 hora e 6 minutos, 52% relativos a interrupções por causas próprias e 48% por razões de segurança.

1:06:15

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 estabelecido, verifica-se que o indicador ficou abaixo do mesmo, cumprindo o estabelecido regulamentarmente.

0:00:57

A END, verificada em 2011 na zona C da ilha das Flores, foi de 6,84 MWh.

0:01:51

Produção - Int. Curtas

Redes - Int. Curtas

Produção - Int. Longas

Interrupções Previstas Acordo c/ cliente

Razões de serviço

Facto imputável ao cliente

Redes - Int. Longas

Interrupções Imprevistas Fortuitas ou de força maior

Razões de segurança

Próprias

Reengate

Facto imputável ao cliente

Duração média das interrupções do sistema (SAIDI)

5:16:44

121

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 relativo a interrupções longas, com origem em centros produtores, teve repartição idêntica entre situações próprias e razões de segurança.

1:10:43

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 forçamaior, 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.

0:01:15

0:01:47

Produção - Int. Curtas

Redes - Int. Curtas

Produção - Int. Longas

Interrupções Previstas Acordo c/ cliente

Razões de serviço

Facto imputável ao cliente

Redes - Int. Longas

Interrupções Imprevistas Fortuitas ou de força maior

Razões de segurança

Próprias

Reengate

Facto imputável ao cliente

Frequência média de interrupções do sistema (SAIFI)

4,43

122

Em 2011registaram-se, em média, 11,5 interrupções em pontos de entrega da rede em 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 redes (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 por causas próprias.

5,07

As interrupções longas com origem em centros produtores apresentam uma frequência média de 5,1 interrupções , 51% referente a razões de segurança e 49% por causas próprias. Neste ano registou-se uma frequência média de 4,4 interrupções curtas com origem nas redes. O valor apurado para este indicador, 37% refere-se a interrupções por causas próprias, contribuindo também de forma relevante: as interrupções por razões de serviço (29%) e casos fortuitos (26%).

0,68

O padrão estabelecido foi respeitado.

1,35

Produção - Int. Curtas

Redes - Int. Curtas

Produção - Int. Longas

Interrupções Previstas Acordo c/ cliente

Razões de serviço

Facto imputável ao cliente

Redes - Int. Longas

Interrupções Imprevistas Fortuitas ou de força maior

Razões de segurança

Próprias

Reengate

Facto imputável ao cliente

123

5.9.2. Rede de distribuição em baixa tensão

10 811

Interrupções Na ilha das Flores, contabilizaram-se 29434 interrupções em PdE da rede em baixa tensão, das quais apenas 1% teve origem na própria rede BT. Verificaram-se 2830 interrupções curtas, com origem em centros produtores, por razões de segurança. As interrupções curtas com origem nas redes registadas neste período totalizaram 1127, 53% das quais por casos fortuitos ou de força-maior, 32% por causas próprias e 15% devido a razões de serviço.

14 666

Tendo origem em centros produtores, registaram-se, neste período, 14666 interrupções longas. Destas, 59% referem-se a interrupções por causas próprias e as demais por razões de segurança. 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.

1 127

2 830

Produção - Int. Curtas

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Interrupções Previstas Acordo c/ cliente

Razões de serviço

Facto imputável ao cliente

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Interrupções Imprevistas Fortuitas ou de força maior

Razões de segurança

Próprias

Reengate

Facto imputável ao cliente

Duração média das interrupções do sistema (SAIDI)

5:58:25

124

Em 2011, a duração média das interrupções de PdE de BT da ilha das Flores foi de 7 horas e 20 minutos. O valor deste indicador para interrupções curtas é residual, não representando 1% do valor do indicador. Para interrupções longas com origem em centros produtores, registou-se um SAIDI de 1 hora e 19 minutos, valor para o qual contribuem as interrupções por causas próprias (57%) e por razões de segurança (43%).

1:19:23

As interrupções longas com origem nas redes resultaram num SAIDI de 5 horas e 58 minutos. Verifica-se que cerca de 53% deste tempo é relativo a interrupções por casos fortuitos ou de força-maior, 25% de interrupções imprevistas por causas próprias, representando as interrupções por razões de serviço cerca de 16% do tempo apresentado. O padrão definido pelo RQS para este indicador foi integralmente cumprido.

0:00:46

0:01:35

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Interrupções Previstas Acordo c/ cliente

Razões de serviço

Facto imputável ao cliente

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Interrupções Imprevistas Fortuitas ou de força maior

Razões de segurança

Próprias

Reengate

Facto imputável ao cliente

Frequência média de interrupções do sistema (SAIFI)

4,53

125

No ano em análise, verificou-se uma frequência média de 12,3 interrupções nos PdE desta ilha. Este indicador, quando referido a interrupções curtas com origem em centros produtores, foi em 2011 de 1,2 interrupções, na totalidade refentes a situações por causas próprias. As interrupções curtas com origem nas redes apresentam um valor de SAFI de 0,5, resultando em cerca de 52% de interrupções por casos fortuitos ou de força-maior, em 32% de interrupções por causas próprias e 16% relativo a razões de serviço.

6,12

Em 2011, verificou-se uma frequência média de 6,1 interrupções longas com origem em centros produtores, valor do qual 59% é relativo a causas próprias e o restante a razões de segurança. Para interrupções longas com origem nas redes, constata-se uma frequência média de 4,5 interrupções. Para este indicador contribuem, principalmente: interrupções por causas próprias (40%); casos fortuitos ou de força-maior (33%); e interrupções previstas por razões de serviço (23%).

0,47

O padrão estabelecido para este indicador foi cumprido.

1,21

Produção - Int. Curtas

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Produção - Int. Longas

Interrupções Previstas Acordo c/ cliente

Razões de serviço

Facto imputável ao cliente

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Razões de segurança

Próprias

Reengate

Facto imputável ao cliente

Número de interrupções e SAIFI

126

5.10. Corvo Na ilha do Corvo, no decorrer de 2011, apenas se verificara 4 ocorrências/interrupções longas que tiveram origem no centro produtor desta ilha.

5.10.1. Rede de distribuição em média tensão Interrupções Durante o ano de 2011, registaram-se 4 interrupções do único ponto de entrega da rede MT desta ilha, com origem na central térmica do Corvo. Uma destas interrupções foi devido a razões de segurança e as restantes por causas próprias.

TIEPI e SAIDI

Tempo de interrupção equivalente da potência instalada (TIEPI)

00:41:50

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.

Duração média das interrupções do sistema (SAIDI) Em 2011, o SAIDI da ilha do Corvo foi de 42 minutos.

Frequência média de interrupções do sistema (SAIFI) Na ilha do Corvo, verificou-se um SAIFI de 4.

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Razões de serviço

Facto imputável ao cliente

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Razões de segurança

Próprias

Reengate

Facto imputável ao cliente

5.10.2. Rede de distribuição em baixa tensão

127

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.

836

Verificaram-se 232 interrupções curtas com origem na central térmica do Corvo, que se deram por causas própria. Das 1677 interrupções longas registadas, com origem na central térmica, 84% deveram-se a causas próprias e as restantes a razões de segurança. 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.

1 677

232

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Interrupções Previstas Acordo c/ cliente

Razões de serviço

Facto imputável ao cliente

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Interrupções Imprevistas Fortuitas ou de força maior

Razões de segurança

Próprias

Reengate

Facto imputável ao cliente

Duração média das interrupções do sistema (SAIDI)

128

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.

5:10:41

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. Para interrupções longas com origem nas 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.

1:26:52

O padrão definido pelo RQS para este indicador foi inteiramente respeitado.

0:02:37

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Interrupções Previstas Acordo c/ cliente

Razões de serviço

Facto imputável ao cliente

Redes - Int. Longas

Interrupções Imprevistas Fortuitas ou de força maior

Razões de segurança

Próprias

Reengate

Facto imputável ao cliente

Frequência média de interrupções do sistema (SAIFI)

129

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.

3,33

O SAIFI, para interrupções longas com origem no centro produtor desta ilha, foi de 6,7, 84% devido a interrupções por causas próprias. Neste ano registaram-se, em média, 3,3 interrupções longas com origem na rede BT, 55% das quais por causas próprias e as restantes por razões de serviço.

6,65

Face aos padrões regulamentares, afere-se o cumprimento do indicador SAIFI.

0,94

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Produção - Int. Longas

Interrupções Previstas Acordo c/ cliente

Razões de serviço

Facto imputável ao cliente

Redes - Int. Longas

Interrupções Imprevistas Fortuitas ou de força maior

Razões de segurança

Próprias

Reengate

Facto imputável ao cliente

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 confronto com os padrões estabelecidos no RQS, a existência de algumas situações de incumprimento. Seguindo criteriosamente o estabelecido neste regulamento, excluindo as interrupções que este prevê, identificaram-se os clientes cujos padrões individuais de qualidade de serviço não tinham sido cumpridos, em número ou em duração. Nas tabelas seguintes constam os padrões estipulados no RQS. No ano de 2011, verificaram-se 536 situações de incumprimento dos padrões individuais de qualidade de serviço Este número representa

Zona de Qualidade de Serv iço

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 “Número total de compensações” a grande maioria dos clientes a serem compensados são de baixa tensão, cerca de 95,1%, e pertencem às ilhas Santa Maria, São Miguel, Terceira e Faial com 0,2%, 0,2%, 99,3 e 0,4%, respetivamente. O total das situações de incumprimento dos indicadores individuais de qualidade de serviço 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.

Média Tensão

Baixa tensão

Gráfico 5-1 Número de interrupções por ano

Zona de Qualidade de Serv iço

Média Tensão

Baixa tensão

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

130

Como podemos constatar pela tabela “Número total de compensações” a grande maioria dos clientes a serem compensados são de baixa tensão, cerca de 95,1%, e pertencem às ilhas Santa Maria, São Miguel, Terceira e Faial com 0,2%, 0,2%, 99,3 e 0,4%, respetivamente.

Zona

O total das situações de incumprimento dos indicadores individuais de qualidade de serviço 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.

Número BT <20,7

BT >=20,7

Duração MT

BT <20,7

BT >=20,7

Total

Santa Maria C

São Miguel A

Terceira A

306

174

176

532

Faial A

Total EDA

306

536

Gráfico 5-3 Número total de compensações

Número

Zona BT <20,7

BT >=20,7

Duração MT

BT <20,7

BT >=20,7

Total MT

SANTA MARIA 18,6

18,6

SÃO MIGUEL 7,0

7,0

TERCEIRA A

334,1

77,0

1320,0

75,8

80,0

0,6

1400,0

95,0

111,6

3146,6

5065,1

Faial A

Total EDA

334,1

77,0

80,6

118,6

3146,6

5171,3

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.

131

132

133

6. Qualidade da onda de tensão A qualidade da energia entregue aos consumidores, 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 torna-se cada vez mais relevante considerando que, a falta de regulação da mesma pode acarretar custos elevados, principalmente, para os consumidores industriais.

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 distribuição e com as durações apresentadas nas Tabela 6-1,Tabela 6-2 e Tabela 6-3

De acordo com o estipulado no Regulamento de Qualidade de Serviço, compete à concessionária 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.

134 I lha

Barramento

Linha

Nome

S. MARIA

AEROPORTO

PERMANENTE

AEROPORTO

PERMANENTE

CALDEIRÃO

PERMANENTE

CALDEIRÃO

PERMANENTE

MILHAFRES

PERMANENTE

PONTA DELGADA

PERMANENTE

S. ROQUE

PERMANENTE

AEROPORTO

PERMANENTE

LAGOA

PERMANENTE

LAGOA

PERMANENTE

FOROS

PERMANENTE

FOROS

PERMANENTE

FOROS

PERMANENTE

VILA FRANCA

PERMANENTE

BELO JARDIM

15/30

PERMANENTE

VINHA BRAVA

PERMANENTE

ANGRA HEROÍSMO

PERMANENTE

LAJES

15/6,9

PERMANENTE

QUATRO RIBEIRAS

PERMANENTE

GRACIOSA

QUITADOURO

PERMANENTE

S. JORGE

CAMINHO NOVO

PERMANENTE

PICO

MADALENA

PERMANENTE

LAJES

PERMANENTE

S. ROQUE

PERMANENTE

S. ROQUE

PERMANENTE

FAIAL

STA. BARBARA

PERMANENTE

FLORES

ALÉM FAZENDA

0,4

PERMANENTE

FLORES

ALÉM FAZENDA

PERMANENTE

CORVO

PERMANENTE

S. MIGUEL

TERCEIRA

Tipo de Carga

Tabela 6-1 Pontos de monitorização permanente em 2011

2011

I lha

Barramento Linha (kV)

S. MARIA

AEROPORTO

135 PT

Nome

F.S. BRÁS

Tipo de carga 59% Residencial

VILA DO PORTO

29% Com./ Ind. 12% Outros 87% Residencial

S. MIGUEL

MILHAFRES

SETE CIDADES

202

JARDIM

8% Com./Ind. 4% Outros 77% Residencial

S. MIGUEL

MILHAFRES

CAPELAS

432

Q. DO ROSARIO

23% Com./Ind. 0% Outros 89% Residencial

S. MIGUEL

FOROS

FOROS CALHETAS

249

CAN. GRANDE

6% Com./Ind. 4% Outros 95% Residencial

S. MIGUEL

P.DELGADA

PONTA DELGADA 1

103

URB.A.LAR

2% Com./Ind. 3% Outros

S. MIGUEL

MILHAFRES

MILHAFRES LIVRAMENTO

480

L.A.ILHA

S. MIGUEL

LAGOA

LAGOA LIVRAMENTO

413

DR. L. FRANCO

100% Residencial 77% Residencial 13% Com./Ind. 11% Outros 90% Residencial

S. MIGUEL

FOROS

FOROS NORDESTE

L.DO LOUÇÃO

6% Com./Ind. 4% Outros 57% Residencial

S. MIGUEL

PS FURNAS

FURNAS POVOAÇÃO

V. POVOAÇÃO

16% Com./Ind. 27% Outros

TERCEIRA

GRACIOSA

VINHA BRAVA

BELO JARDIM

VINHA BRAVA

QUITADOURO

VB/FONTINHAS (ALTARES) VB/SMATEUS (CIRCUNVALAÇÃO) PRAIA VITORIA 1 (PRAIA A) VB 2 (ANGRA 2)

SANTA CRUZ 1

50% Com./Ind.

BARRACA

SANTA BÁRBARA 6% Com./Ind.

50% Outros 88% Residencial 5% Outros 75% Residencial

134

POÇO DA AREIA

12% Com./Ind. 14% Outros

181

PORTÕES SÃO PEDRO

P. DA JUSTIÇA

0% Residencial 0% Com./Ind. 100% Outros 87% Residencial 9% Com./Ind. 4% Outros 94% Residencial

S. JORGE

CAMINHO NOVO

RELVINHA/ TOPO

CRUZAL

3% Com./Ind. 3% Outros 85% Residencial

PICO

LAJES

LAJES / PIEDADE

SANTA CRUZ

8% Com./Ind. 7% Outros

PICO

FAIAL

MADALENA

STA. BARBARA

MADALENA / S. MATEUS MADALENA / SANTA LUZIA STA BARBARA / COVÕES

86% Residencial 35

MIRATECA

6% Com./Ind. 8% Outros 85% Residencial

IGREJA

9% Com./Ind. 5% Outros 75% Residencial

COVÕES

0% Com./Ind. 25% Outros 8% Residencial

FAIAL

STA. BARBARA

S. BARBARA 2

F. DA BALEIA

17% Com./Ind. 75% Outros 84% Residencial

FLORES

ALÉM FAZENDA

PONTA DELGADA

CEDROS

3% Com./Ind. 13% Outros

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

136 I lha

Barramento Linha (kV)

Nome

S. MARIA

AEROPORTO

ALMAGREIRA

P. FORMOSA

S. MIGUEL

MILHAFRES

MILHAFRES/ LIVRAMENTO

478

S. OUTEIRO

S. MIGUEL

FOROS

FOROS/ CALHETAS

424

MAGNÓLIA

Tipo de carga 80% Residencial 9% Com./Ind. 11% Outros 100% Com./Ind. 33% Residencial 67% Com./Ind. 0% Outros 79% Residencial

S. MIGUEL

MILHAFRES

MILHAFRES CAPELAS

AFLITOS

S. MIGUEL

MILHAFRES

MILHAFRES SETE CIDADES

471

E.B. FERRARIA

S. MIGUEL

FOROS

R.GRDE 3

362

URB. S. LUZIA

9% Com./Ind. 12% Outros 100% Com./Ind. 90% Residencial 5% Com./Ind. 5% Outros 91% Residencial

S. MIGUEL

LAGOA

CABOUCO

420

L. NOBÉLIA MARTINS

3% Com./Ind. 7% Outros 89% Residencial

S. MIGUEL

FOROS

FOROS/NORDESTE

FAIAL DA TERRA

5% Com./Ind. 6% Outros 93% Residencial

S. MIGUEL

SÃO ROQUE

SRQ2

369

LOT. ATALHADA

2% Com./Ind. 4% Outros

TERCEIRA

ANGRA HEROÍSMO 15

VINHA BRAVA

ANGRA HEROÍSMO 15

VINHA BRAVA

ANGRA 6 (ANGRA 1) VB 2 (ANGRA 2) ANGRA 3 (CIDADE C) VB/SMATEUS (CIRCUNVALAÇÃO)

91% Residencial 110

DESTERRO

7% Com./Ind. 2% Outros 73% Residencial

DREPA

19% Com./Ind. 8% Outros 65% Residencial

SÃO GONÇALO

22% Com./Ind. 14% Outros 75% Residencial

202

U. Q.TA FRANCESA

9% Com./Ind. 15% Outros 69% Residencial

GRACIOSA

QUITADOURO

GUADALUPE 1

CALHAU MIÚDO

25% Com./Ind. 6% Outros

S. JORGE

CAMINHO NOVO

CAMINHO NOVO RELVINHA 2

78% Residencial 31

RELVINHA

9% Outros

SÃO ROQUE / PICO

SÃO ROQUE

SANTA LUZIA

13% Com./Ind. 86% Residencial

ALMAS

8% Com./Ind. 6% Outros

PICO

MADALENA

PICO

LAJES

FAIAL

STA. BARBARA

MADALENA / SANTA LUZIA LAJES / PIEDADE

89% Residencial 19

CAN. DO MAR

8% Com./Ind.

125

RUA DIREITA

E. SEC. DR. M.ARRIAGA 11% Com./Ind.

3% Outros 100% Com./Ind. 80% Residencial

S. BARBARA 3

10% Outros FAIAL

STA. BARBARA

STA BARBARA / COVÕES

88% Residencial 23

P. DE BAIXO

4% Com./Ind. 8% Outros 78% Residencial

FLORES

ALÉM FAZENDA

LAJES

LOMBA

10% Com./Ind. 12% Outros

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

137

Com exceção da ilha de São Miguel o plano decorreu conforme previsto. Na Tabela 6-4 consta as instalações que por falta de cobertura GPRS provocaram a necessidade da sua substituição por outra da mesma linha.

I lha

Semestre

SE/Barramento (kV)

Linha

São Miguel

Foros/30

Nordeste

São Miguel

MILHAFRES/30

Foros/30

MILHAFRES/30

I nstalação prev ista

I nstalação monitorizada PT

2PT0040

2PT0367

L. do Loução

Pé do salto

MILHAFRES

2PT0099

2PT0098

CAPELAS

AFLITOS

FENAIS DA LUZ

FOROS/

2PT0042

2PT0444

NORDESTE

FAIAL DA TERRA

ÁGUA RETORTA

MILHAFRES

2PT0471

SETE CIDADES E.B. FERRARIA

Tipo de carga 89 % Residencial 7% Com/Ind 4% Outros 87 % Residencial 7 % Com/Ind 6 % Outro 74 % Residencial 18 % Com/Ind

2PT0453

9 % Outro 87 % Residencial

LOTEAMENTO

7 % Com/Ind

GINETES

7 % Outro

Tabela 6-4 Alterações do plano de monitorização de 2011

6.1.1. Indicadores semanais Para a escolha entre as várias semanas e entre os vários locais foram criados dois indicadores semanais: • Indicador para as grandezas do regime permanente – Continuous Power Quality Índex (CPQI). Para as grandezas com níveis

(1)

máximos e mínimos (como a tensão e a frequência) 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%.

CPQI RMS  (VMEDIDO  VNOMINAL ) (VLIMITE  VNOMINAL )

• Para as grandezas apenas com níveis máximos, são normalizados os percentis 95% de acordo com a seguinte expressão:

CPQI RMS 

VMEDIDO

VLIMITE

A seleção das semanas apresentadas por equipamento foi efetuada utilizando o seguinte princípio: - a semana cujo valor CPQI corresponde à mediana dos valores;

É retido o maior valor entre as 3 fases

- a semana com o pior índice do CPQI;

Se todos os valores forem inferiores a 1, é retido como CPQI o maior valor. No caso contrário são somados todos os valores superiores a 1.

- a semana com o melhor índice de CPQI.

138

139

6.2. Qualidade onda de tensão

Em todos os pontos de medição referidos no plano de monitorização, foram monitorizados os seguintes parâmetros:

- Distorção harmónica; - Desequilíbrio do sistema trifásico de tensões;

- Valor eficaz de tensão; - Sobretensões. - Frequência; - Cavas de tensão; - Tremulação (flicker);

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 apresentam as correspondências utilizadas nas instalações monitorizadas.

140 I lha

I nstalação (SE/Barramento)

I dentificação da instalação

SANTA MARIA

CT AEROPORTO

1SE01_6B1

SE AEROPORTO

1SE01_10B1

PT F.S. BRÁS

1PT0063

P. FORMOSA

1PT0061

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

PT Q. DO ROSARIO

2PT0432

PT CAN. GRANDE

2PT0249

PT URB.A.LAR

2PT0103

PT L.A.ILHA

2PT0480

PT DR. L. FRANCO

2PT0413

PT PE DO SALTO

2PT0367

PT V. POVOAÇÃO

2PT0038

PT S. OUTEIRO

2PT0478

PT MAGNÓLIA

2PT0424

PT FENAIS DA LUZ

2PT0098

PT LOTEAMENTO GINETES

2PT0453

PT URB. S. LUZIA

2PT0362

L. NOBÉLIA MARTINS

2PT0420

PT ÁGUA RETORTA

2PT0444

PT LOT. ATALHADA

2PT0369

S. MIGUEL

Zona geográfica

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

141 I lha

I nstalação (SE/Barramento)

I dentificação da instalação

TERCEIRA

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

PT POÇO DA AREIA

3PT0134

PT URB.QUINTA DA FRANCESA

3PT0202

PT PORTÕES SÃO PEDRO

3PT0181

PT DESTERRO

3PT0110

PT DREPA

3PT0022

PT SÃO GONÇALO

3PT0007

PT SANTA BARBARA

3PT0034

CT QUITADOURO

4SE01_15B1

PT P. DA JUSTIÇA

4PT0040

PT CALHAU MIÚDO

4PT0036

CT CAMINHO NOVO

5SE01_15B1

PT CRUZAL

5PT0039

RELVINHA

5PT0031

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

PT MIRATECA

6PT0035

PT IGREJA

6PT0017

PT ALMAS

6PT0007

PT CAN. DO MAR PT RUA DIREITA

6PT0019 6PT0125

C C

GRACIOSA

SÃO JORGE

PICO

Zona geográfica

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

I lha

I nstalação (SE/Barramento)

I dentificação da

FAIAL

CT STA. BARBARA

7SE01_15B1

PT P. DE BAIXO

7PT0023

PT F. DA BALEIA

7PT0039

PT COVÕES

7PT0088

PT E. SEC. DR. M.ARRIAGA

7PT0085

CT ALÉM FAZENDA

8CP01_0,4B1

SE ALÉM FAZENDA / B1 – 15kV

8SE01_15B1

SE ALÉM FAZENDA / B2 – 15kV

8SE01_15B2

PT CEDROS

8PT0006

PT LOMBA

8PT0011

CT CORVO

9CP01_15B1

FLORES

CORVO

Zona geográfica

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 estabelece para a alta tensão, por cada período de medição de uma semana, que em condições 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 declarada). A Norma Portuguesa NP EN 50160 define para a média tensão, por cada período de medição de uma semana, que a variação da tensão de alimentação em 95% dos valores eficazes médios de 10 minutos dos equipamentos monitorizados deve estar compreendida na gama Uc±10%. Esta Norma também impõe para a baixa tensão, 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 monitorizados.

6.2.2. Tremulação (flicker) Ao nível da alta tensão, o Regulamento de Qualidade de Serviço define que em condições normais, os índices de severidade da tremulação (curta e longa duração) de 95% por cada período de medição de uma semana, deverão ser inferiores a 1. É de salientar que, para a avaliação da severidade dos “flicker” devem ser excluídas as situações associadas 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 severidade da tremulação de longa duração deve ser inferior a 1 (Plt≤1), durante 95% do tempo.

142

Da análise dos valores registados, conclui-se a

e é explorada com uma tensão de serviço de

conformidade destes com o RQS para a alta

15 kV, sendo responsável pelo fornecimento

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

de energia elétrica em toda a ilha.

50160 para a média e baixa tensão nos pontos de rede monitorizados, nas ilhas de Santa Maria, São Miguel, Terceira, Graciosa, Pico, Faial e Flores. Nas restantes existiram as seguintes situações de inconformidade:

Ilha de São Jorge Para a baixa tensão, foi registado o incumprimento da NP EN 50 160 no PT 39 - Cruzal na

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 instalada de 800 kVA.

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

Atendendo ao sistema elétrico existente e às

ação não é alheia à localização do PT na

flutuações de tensão provocadas pelas car-

linha de média tensão Relvinha-Topo onde

gas existentes no único posto de transforma-

está ligado à rede de média tensão o parque

ção, conduziram a valores de tremulação não

eólico da Ilha de São Jorge. As variações da

regulamentares.

velocidade do vento poderão contribuir para os valores de flicker não regulamentares registados no PT. No decorrer do ano de 2012 prevê-se, no âmbito de uma obra de investimento da Empresa de Eletricidade e Gás, a 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

6.2.3. Desequilíbrio No que diz respeito ao desequilíbrio das tensões, o Regulamento de Qualidade de Serviço (para a alta tensão) e a Norma Portuguesa “NP EN 50 160” (no caso da média e baixa tensão) estabelecem, para cada período de uma semana, 95% dos valores eficazes médios de 10 minutos da componente inversa das tensões não devem ultrapassar 2% da componente direta. Assim, verificou-se a conformidade em 100%

Ilha do Corvo

dos valores registados para os diferentes níveis

Da análise dos valores registados nas semanas

de tensão, em todas as ilhas da RAA, com

selecionadas, é possível concluir que os valo-

exceção da ilha das Flores que apresentou a

res de tremulação de longa duração cum-

seguinte inconformidade:

prem a NP EN 50160 no ponto de rede monitorizado à exceção de uma das semanas sele-

Ilha das Flores

cionadas (14 a 20 de março).

Na ilha das Flores, verificou-se a conformidade

A rede de distribuição MT da ilha do Corvo tem origem na central termoelétrica do Corvo

em 100% dos valores registados com a norma NP EN 50160 para os diferentes níveis de ten-

143

são, à exceção das três semanas associadas

Ilha de São Miguel

ao barramento 1 de 15kV da subestação

Na média e na baixa tensão verificou-se o

Além Fazenda, registando-se um valor máximo

cumprimento em todos os pontos de monitori-

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

zação com a NP EN 50160, à exceção das

quilíbrio não regulamentar provêm de uma

seguintes situações para o 2PT0103 – Urbani-

avaria ou deficiência nas ligações de um TT.

zação Arcanjo Lar:

6.2.4. Frequência Para a alta tensão, o Regulamento de Qualidade de Serviço e, para a média e baixa

• 5ª harmónica (H5), 9ª harmónica (H9) e 15ª harmónica (H15): na semana de 25/abril a 1/maio. THD máxima de 7,4%;

tensão, a Norma Portuguesa “NP EN 5016”

• 15ª harmónica (H15): na semana de

definem que, em condições normais de explo-

23/maio a 29/maio. THD máxima de

ração o valor médio da frequência, medido

7,0%;

em intervalos de 10 segundos, deve estar compreendido entre a seguinte gama de valores: -50Hz ±2% durante 95% dos valores registados numa semana;

Depois de identificada a situação não conforme no 2PT0103 foi colocado na mesma instalação um outro equipamento de monitorização de qualidade de onda de tensão (Fluke 1760) confirmando-se a existência de valores não conformes referidos anteriormente

-50Hz ±15% durante 100% dos valores registados numa semana. Por análise dos relatórios disponibilizados pela aplicação de monitorização, verifica-se a conformidade em 100% dos valores registados nos equipamentos no período selecionado.

6.2.5. Harmónicos Relativamente à distorção harmónica, verifica-se o cumprimento em todos os pontos medidos com a NP EN 50160 (para a média e baixa tensão) e com o Regulamento de Qualidade de Serviço (no caso da alta tensão), em todas as ilhas do arquipélago, com exceção de São Miguel e do Pico, onde se registaram as seguintes situações:

para H5, H9 e H15. O 2PT0103 é do tipo cabina baixa, está equipado com um TP de 630 kVA, cujo grupo de ligação é Dyn5, e alimenta uma zona residencial de Ponta Delgada composta por vários núcleos habitacionais incluindo vários serviços comerciais, e consequentemente por várias cargas não lineares. Inicialmente este PT possuía 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 pontos 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

144

onde se verificaram valores não conformes

amplitude foi de 14,4% da tensão declarada

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

com uma duração equivalente de 0,201 se-

respetivamente numa das fases. Ainda neste

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

período a distorção total harmónica para a

sequência de uma avaria no grupo VII da

instalação não ultrapassou os 4,24% para um

central

limite regulamentar de 8%.

120110000000031). A cava com maior dura-

O 6PT0054 está equipado com um TP de 160 kVA, e alimenta uma zona residencial composta por vários núcleos habitacionais (mais de 80% dos consumidores são residenciais) e consequentemente por várias cargas não lineares. A EDA estuda medidas de minimização da situação não conforme detetada procurando a identificação das fontes de perturbação e diminuição do impacto da 15ª harmónica.

6.2.6. Cavas

térmica

Aeroporto

(SGI

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 anteriormente (SGI 120110000000031).

Ilha de São Miguel Segundo os valores registados nas três semanas 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-

Ilha de Santa Maria

estação de Vila Franca (10kV), na sequência

Na média tensão, e de acordo com os valores

de um defeito na linha MT Vila Franca\Ponta

registados nas três semanas selecionadas por

Garça (SGI 220110000002110). A cava com

equipamento a cava com maior amplitude foi

maior duração foi de 1,480 segundos, regista-

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

da na subestação dos Milhafres (barramento

ração equivalente de 0, 540 segundos regis-

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

tada na subestação do Aeroporto (barramen-

declarada, na sequência de um defeito na

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

linha

Almagreira (SGI 120110000000039). A cava

220110000001185).

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 tensão declarada com origem numa avaria mecânica no grupo VIII da central térmica (SGI 120110000000120).

Lagoa-Vila

Franca

(SGI

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 segundos e foi registada no 2PT0432 – PT Quinta do Rosário, na sequência de um defeito na linha

Milhafres

Covoada

(SGI

220110000001235). A cava com maior dura-

Para a baixa tensão, e de acordo com os

ção foi registada no 2PT0444 – PT Água Retor-

valores registados nas três semanas selecio-

ta, com uma duração de 1,594 segundos e

nadas por equipamento a cava com maior

uma amplitude de 14,2% da tensão declara-

145

da e foi registada na sequência de avaria na

Na baixa tensão, a cava com maior amplitu-

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

Caldeirão

por

avaria

(SGI

220110000003286).

da no 4PT0036 – PT Calhau Miúdo, na sequência de um defeito entre fases na da linha Qui-

Ilha Terceira

tadouro Guadalupe 02 (SGI 420110000000121).

Na média tensão, e segundo os valores regis-

Na sequência da mesma indisponibilidade foi

tados no período selecionado por equipa-

ainda registada, no PT referido anteriormente,

mento, a cava com maior amplitude foi de

a cava de maior duração equivalente (0.627

81,9% da tensão declarada e simultaneamen-

segundos) com amplitude 18,2% da tensão

te com maior duração equivalente (16,12

declarada.

segundos) foi registada no PS parque eólico da Serra do Cume na sequência de uma inter-

Ilha São Jorge

rupção geral (SGI 320110000001897).

Nas três semanas selecionadas por equipa-

Na baixa tensão (durante as semanas selecionadas) a cava com maior amplitude foi de

mento não foram registadas cavas na média tensão.

79,9% da tensão declarada com uma dura-

Enquanto na baixa tensão, a cava com maior

ção de 0,314 segundos e foi registada no

amplitude foi de 54,6% da tensão declarada

3PT0181 – Portões de São Pedro, na sequência

com uma duração equivalente de 0,342 se-

de um defeito entre fases na linha Vinha Brava

gundos, registada no 5PT0031 – Relvinha, na

- Porto Judeu (SGI 320110000001053). A cava

sequência de um defeito de um defeito entre

com maior duração foi registada no 3PT0134 -

fases

Poço da Areia com 7,208 segundos e uma

520110000000287). A cava com maior dura-

amplitude de 24,0% da tensão declarada, na

ção equivalente registada (0,716 segundos e

sequência da saída de paralelo do grupo 10

amplitude de 25,8% da tensão declarada) foi

na central térmica Belo Jardim por avaria

também registada no 5PT0031 – Relvinha na

mecânica (SGI 320110000000978).

sequência de um defeito entre fases na linha

Caminho

Ilha Graciosa

linha

Novo

Relvinha-Topo

–

Relvinha

(SGI

520110000000295).

Conforme os valores registados nas três semanas selecionadas por equipamento, na média

Ilha do Pico

tensão, a cava com maior amplitude foi de

Na média tensão, e segundo os valores regis-

35,4% da tensão declarada com uma dura-

tados no período selecionado por equipa-

ção equivalente de 2,764 segundos registada

mento, a cava com maior amplitude e com

na subestação da central térmica da Gracio-

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

sa, na sequência de um defeito entre fases na

rada com uma duração equivalente de

linha

(SGI

14,309 segundos e foi registada na subestação

420110000000040). Esta foi também a cava

de São Roque (15 kV) na sequência de uma

Quitadouro

Santa

Cruz

com maior duração equivalente.

146

147

avaria mecânica num dos grupos térmicos

Ilha do Flores

(SGI 620110000000265).

Na média tensão, e segundo os valores regis-

Na baixa tensão (no período em análise), a

tados no período selecionado por equipa-

cava com maior amplitude foi de 55,7% da

mento, a cava com maior amplitude foi de

tensão declarada com uma duração equiva-

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

lente de 0,328 segundos, registada no 6PT0019

ção equivalente de 1,4 segundos, registada

– Canada do Mar, na sequência de um defei-

na subestação de Além Fazenda (barramento

to entre fases na linha na linha Lajes-Piedade

um) na sequência de um defeito entre fases

(SGI 620110000000379). A cava com maior

duração equivalente foi registada no 6PT0007

820110000000177). A cava com maior dura-

- Almas, com uma duração equivalente de

ção equivalente foi registada na mesma insta-

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

lação na sequência da mesma indisponibili-

da tensão declarada, na sequência de uma

dade e teve duração equivalente de 9,563

indisponibilidade não programada com ori-

segundos com uma amplitude de 10,9% em

gem na produção referida anteriormente

relação à tensão declarada.

para a média tensão (SGI 620110000000265).

Na baixa tensão, e para as semanas selecio-

Ilha do Faial

saída

Santa

Cruz

(SGI

nadas, a cava com maior amplitude foi de 23% da tensão declarada, com uma maior

Na média tensão, e de acordo com os valores

duração equivalente de 1,154 segundos, ten-

registados nas três semanas selecionadas por

do sido registada no 8PT0006 - Cedros, na

equipamento, a cava de maior amplitude foi

sequência de um defeito entre fases na saída

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

Lajes (SGI 820110000000101). Esta foi também

ração de 13 segundos registada na sequência

a cava com maior duração equivalente regis-

de uma indisponibilidade imprevista com ori-

tada para a baixa tensão.

gem na produção (SGI 720110000000120). Esta foi também a cava de maior duração.

Ilha do Corvo De acordo com os valores registados nas três

Na baixa tensão, e de acordo com os valores

semanas selecionadas a cava com maior

registados nas semanas consideradas a cava

amplitude foi de 48,9% da tensão declarada,

de maior profundidade foi também a cava de

consignando também a maior duração equi-

maior duração e foi registada no 7PT0039 na

valente de 1,645 segundos.

sequência da indisponibilidade referida anteriormente ocorrida num dos grupos da central térmica (SGI 720110000000120) com uma amplitude 52,4% da tensão declarada e com uma duração de 14,5 segundos.

6.2.7. Sobretensões Ilha de Santa Maria Para a média e para a baixa tensão não foram registadas sobretensões nas semanas em análise.

Ilha de São Miguel

Na baixa tensão, e para o mesmo período em

Na alta e na média tensão para as semanas

análise, foram registadas várias sobretensões

selecionadas não foram registadas sobreten-

cujo valor máximo em relação à tensão de-

sões.

clarada foi de 18,7% com duração equivalen-

Para a baixa tensão foi registada uma sobretensão no 2PT0362 PT Urb. S. Luzia cujo valor máximo de variação em relação à tensão declarada foi de 10,6% com uma duração de

te de 2,174 segundos, registada no 4PT0036 – PT Calhau Miúdo, na sequência de um defeito entre fases na da linha Quitadouro Guadalupe 02 (SGI 420110000000121).

0,06 segundos.

Ilha São Jorge

Ilha Terceira

Segundo as três semanas consideras por equi-

Nas três semanas selecionadas, na média

pamento, na média, não foram registadas

tensão, foram registadas sobretensões, cujo

sobretensões.

valor máximo de variação em relação à tensão declarada foi de 43,9% com duração de 13,664 segundos registada no PS parque eólico da Serra do Cume na sequência de uma interrupção geral (SGI 320110000001897).

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

Na baixa tensão, e para as semanas consideradas, a sobretensão com maior variação em

linha

Caminho

Novo

Relvinha

(SGI

520110000000053).

relação à tensão declarada foi de 11,9% e duração equivalente de 3,513 segundos regis-

Ilha do Pico

tada no 3PT0202 - PT Urb. Quinta da francesa na sequência de um defeito entre fases na

Na média tensão, e para o período em análi-

linha Praia da Vitória 02 na SE Belo Jardim (SGI

se, foi registada uma sobretensão cujo valor

320110000001119).

máximo de variação em relação à tensão declarada foi de 11,1% com uma duração de

Ilha Graciosa Tendo em conta as três semanas selecionadas, 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).

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 selecionadas, verificou-se a existência de várias sobretensões 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

148

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 sobretensões.

Ilha de Flores Na média tensão foram registadas sobretensões cujo valor máximo de variação em relação à tensão declarada foi de 16,7% e duração de 1,994 segundos registada na SE Além Fazenda no barramento 1 de 15kV, na sequência de um defeito entre fases na linha Santa Cruz 1 (SGI 820110000000177). Na baixa tensão, e nas semanas consideradas, foi registada uma sobretensão cujo valor máximo de variação em relação à tensão declarada foi de 10,5% com uma duração de 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 registadas sobretensões.

149

150

151

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

O RQS estabelece as condições específicas para a qual o fornecimento de energia elétrica, bem como a prestação do serviço de transporte e distribuição, pode ser interrompido. 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 restantes 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 interrupção verificada na Terceira (ação de um animal - Rato), a origem para estas situações foram os ventos de intensidades, excecionalmente, 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

Localização da avaria

152

153

Registo de evidência

Imagem 7-2 Relvinha – Topo 1

Imagem 7-3 Relvinha – Topo 2

154

Imagem 7-4 Relvinha – Topo 3

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 Secretaria Regional da Ciência, Tecnologia e Equipamentos, ao colocarem estacas para montar os rails metálicos de proteção danificaram um cabo sem, no entanto, o seccionar. No momento em que se deu o contacto da estaca com o cabo não se verificou nenhum defeito. 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 geradores 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

8LD02 - Ponta Delgada

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

156

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

157

Localização da avaria

Avaria

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

Este incidente teve início às 17h58m, afetando todos os clientes das freguesias dos Cedros e de Ponta Delgada, todos classificados como Zona C, e teve um TIEPI de 1h11m19s. Estimando-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 proteção 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

cava de tensão de aproximadamente 2 segundos, que, por sua vez, desencadeou algumas 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, existem 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 paralelo do grupo de emergência 2, o mesmo

disparou por ter ficado sobrecarregado em virtude da existência de uma avaria nos variadores 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 intervencionado, 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.

158

Configuração de rede

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

159

160

Localização da avaria

Imagem 7-9 Localização do defeito

Este incidente teve início às 15h26m, afetando 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, excecionalmente, 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 sinalização de máxima intensidade homopolar e terra resistiva. As más condições de visibilidade inviabilizaram efetuar as correções necessárias, optando-se por deixar o PT 1023 (Agrogema) desligado até o dia seguinte.

161

Configuração de rede

5LD02 - Caminho Novo Relvinha 1 - CNR1

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

Localização da avaria

Avaria

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

162

Avaria

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

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

Este incidente teve início às 19h24m, afetando todos os clientes das freguesias das Velas, do Norte Grande, do Norte Pequeno, de Santo Amaro, da Calheta, de Santa Bárbara Manadas e da Urzelina S. Mateus, classificadas como Zonas C, e teve um TIEPI de 45m34s. Estimando-se uma END de 2,69 MWh.

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 interrupções 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 provocou 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 Americanos, tendo-se verificado, também, o disparo do fecho de barras com defeito homopolar e atuação das terras resistivas nos transformadores 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 necessário desligar as Linhas de Vila do Porto, Almagreira e Bairros das Oficinas do Aeroporto. O tubo foi substituído ficando a situação resolvida. Vão ser tomadas medidas para alterar estes tubos para tubos flexíveis pois os existentes já originaram várias avarias. Esta ocorrência 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 situação 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 operativo. 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 térmica 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 térmica também saiu de paralelo (por 2 minutos) e disparou também o grupo 2 da central geotérmica 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, devido a alarmes de temperaturas de gases de escape, provocou o disparo de 14 linhas, causando 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 Capelas, 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-

165

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 provocado 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 distribuição Praia da Vitória 02 por máximo de intensidade de fase. Foram afetados 15 PdE da rede MT, resultando num valor de TIEPI de 12 minutos. A 2 de dezembro o disparo por máximo de intensidade de fase da linha de distribuição Vinha Brava - Porto Judeu provocou 29 interrupções. 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 deslastre das linhas de distribuição Praia da VitóriaPorto 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, Quatro Ribeiras - Serreta e Quatro Ribeiras - V. Nova da SE Quatro Ribeiras, devido ao disparo do grupo 10 por avaria mecânica. Esta ocorrência 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 interligação danificada entre linha aérea e subterrânea. 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 sobretensão) disparado. Esta ocorrência provocou 47 interrupções em PdE da rede MT, tendo um TIEPI de 32 minutos. Durante a deteção de duas avarias verificadas a 21 de janeiro de 2011 nos equipamentos 4PT0019 e IS Estrada Caldeira (2036), causouse 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 curto-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

166

MT. Esta ocorrência teve um TIEPI de 59 minutos. A saída de paralelo do grupo 12 da central térmica de São Jorge, a 12 de setembro, provocou um disparo geral afetando os 88 PdE da rede MT, resultando num TIEPI de 11 minutos. 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 faseterra 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.

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 sobreintensidade 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 mesma. Esta ocorrência afetou 31 PdE da rede MT, e teve um TIEPI de 4 minutos.

O disparo das linhas 2 e 4 verificado a 6 de dezembro de 2011 deveu-se a um curtocircuito fase-terra desconhecido e falha de comunicações com aparelho de manobra telecomandado, tendo provocado 34 interrupções em PdE e resultando num valor de TIEPI de 9 minutos.

Faial

Pico

Um erro de manobra do empreiteiro (nova subestação) durante a manutenção ao disjuntor do grupo 5 provocou um disparo geral no dia 27 de janeiro. Esta ocorrência provou interrupções em 133 PdE da rede MT e teve um TIEPI de 36 minutos.

A 2 de agosto, uma avaria mecânica no grupo 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 disparo das linhas de distribuição Piedade e São Mateus na SE Lajes; São Mateus e Bandeiras

No dia 16 de setembro verificou-se um disparo do grupo 6 em consequência de elevada concentração de neblina no cárter. Esta ocorrência afetou 134 PdE (disparo geral) da rede MT e teve um TIEPI de 50 minutos.

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.

167

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 minutos. No dia 2 de janeiro uma anomalia num pararaios de um PT provocou o disparo no posto de seccionamento dos Cedros por máximo de tensão homopolar. Tratou-se de uma ocorrência 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 execução de testes na nova central termelétrica das Flores, verificou-se o disparo da linha das Lajes. Esta ocorrência afetou 23 PdE da rede MT e teve um TIEPI de 13 minutos. Uma anomalia detetada numa caixa fim de cabo aérea de média tensão esteve na origem da ocorrência registada a 28 de junho, que afetou 27 PdE da rede MT. Esta ocorrên-

cia totalizou um tempo de interrupções equivalente da potência instalada de 10 minutos. A ocorrência registada a 2 de agosto, foi resultante do disparo das saídas 3 e 4, com abertura do inter-barras, motivado por avaria em aparelho de manobra. Tendo afetado 4 PdE, esta ocorrência resultou num valor do indicador 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, deveu-se a uma avaria no grupo 10 da central de Além fazenda que saiu de paralelo e provocou deslastre por mínima frequência da linha 3 - Lajes.

Corvo Um defeito no alternador do grupo 3 (alternador queimado) provocou a ocorrência registada a 26 de maio de 2011. O TIEPI foi de cerca de 13 minutos. A avaria na unidade de gestão de carga da central, a 16 de dezembro, provocou o disparo 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.

168

8. Ações para a melhoria da qualidade serviço 169 Nesta secção apresentam-se sucintamente algumas das medidas realizadas com o intuito de manter ou melhorar os níveis de qualidade de serviço em cada uma das ilhas da RAA, bem como os resultados obtidos e/ou expectáveis.



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 intervenção e nenhuma interrupção originada por quedas de árvores;



Minimização de contratempos do desenvolvimento da atividade, facilidade de fazer chegar meios e recursos e redução de acidentes de trabalho;



Redução de incidentes nas redes e centros produtores;



Melhoria das condições de manobra e comando das redes;

Redução ou eliminação de reclamações apresentadas pelas Câmaras Municipais e pela Secretaria Regional da Ciência, Tecnologia e Equipamentos, bem como de reclamações apresentadas por parte dos clientes em geral; Diminuição de mortandade de aves e redução dos disparos provocados pela avifauna.

Ilha

Descrição da Acão (I -Investimento / E Objetivo Exploração)

S. Maria

E- Manutenção a 10 aparelhos de manobra de linha aérea Cumprimento dos padrões de continuidade de serviço MT especificados na EN 50 160

S. Maria

E - Ações de Manutenção/Inspeção preventiva da em 2 Cumprimento dos padrões de continuidade de serviço Linhas da Rede MT/AT especificados na EN 50 160

S. Maria

E -Acão de Manutenção Preventiva a 66 PTD e respetivas Cumprimento dos padrões de continuidade de serviço redes BT especificados na EN 50 160

S. Maria

E - Processo Avifauna – intervenção em 13 Instalações – Cumprimento dos padrões de continuidade de serviço Alteração dos DST especificados na EN 50 160

S. Maria

E - Revisão Tipo 2000 horas Grupo 04

Manter Grupo gerador em boas condições de operação

S. Maria

E - Revisão Tipo 2000 horas Grupo 05

Manter Grupo gerador em boas condições de operação

S. Maria

E - Revisão Tipo 2000 horas Grupo 06

Manter Grupo gerador em boas condições de operação

S. Maria

E - Revisão Tipo 2000 horas Grupo 07

Manter Grupo gerador em boas condições de operação

S. Maria

E - Revisão Tipo 2000 horas Grupo 08

Manter Grupo gerador em boas condições de operação

S. Maria

E - Revisão Tipo 2000 horas Grupo 09

Manter Grupo gerador em boas condições de operação

170

Ilha

Descrição da Acão (I -Investimento / E Objetivo Exploração)

S. Miguel

Instalação de sistema de controlo de filas 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 Cumprimento dos padrões de continuidade de serviço 237, PT 241, PT 256, PT 295, PT 313, PT 379, PT 384, PT 385 e PT especificados na EN 50 160 412

S. Miguel

E - Ações de Manutenção/Inspeção preventiva da em 22 Cumprimento dos padrões de continuidade de serviço Linhas da Rede MT/AT especificados na EN 50 160

Assegurar o atendimento sequencial e medir com rigor os tempos efetivos de espera

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

S. Miguel

a) Montagem/Substituição de 2 seccionadores, incluindo a alteração da sua posição na linha b) Alteração da posição de 3 descarregadores de sobretensões (DST)

Cumprimento dos padrões de continuidade de serviço especificados na EN 50 160, bem como zelar pela avifauna

c) Montagem de Sinalizadores da Avifauna S. Miguel

E - Ações de Manutenção Preventiva a cerca de 420 Pos- Cumprimento dos padrões de continuidade de serviço tos de Transformação/Postos de Seccionamento especificados na EN 50 160

S. Miguel

I - Ampliação de rede BT PTD 58

S. Miguel

I - Integração de novos PTD na rede BT existente, como são Cumprimento dos padrões de continuidade de serviço e os casos dos PTD 3, 476, 515, 452, 512 e 514 dos valores de tensão especificados na EN 50 160

S. Miguel

I – Substituição de QGBT nos seguintes PTD: 52, 99, 109, 114, Cumprimento dos padrões de continuidade de serviço e 139, 170, 178, 286, 358 e 397 dos valores de tensão especificados na EN 50 160

S. Miguel

I - Montagem de Celas MT equipadas com tecnologia SF6 Cumprimento dos padrões de continuidade de serviço nos seguintes PT: 52, 311, 1170 e 1370 especificados na EN 50 160

Cumprimento dos padrões dos valores de tensão especificados na EN 50 160

171

Ilha

Descrição da Acão (I -Investimento / E Objetivo Exploração)

S. Miguel

I - Alteração de Potência nos seguintes PTD: 118, 157, 160, Cumprimento dos padrões de continuidade de serviço e 171, 180, 189, 195, 353, 362, 395 e 444 dos valores de tensão especificados na EN 50 160

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

S. Miguel

E - MANUTENÇÃO TIPO 2500 HORAS Grupo 02

Manter Grupo gerador em boas condições de operação

S. Miguel

E - MANUTENÇÃO DEPURADORA ÓLEO Grupo 02

Manter Grupo gerador em boas condições de operação

S. Miguel

E - MANUTENÇÃO TIPO 10000 HORAS Grupo 03

Manter Grupo gerador em boas condições de operação

S. Miguel

E - MANUTENÇÃO DEPURADORA ÓLEO Grupo 03

Manter Grupo gerador em boas condições de operação

S. Miguel

E - MANUTENÇÃO TIPO 12000 HORAS Grupo 04

Manter Grupo gerador em boas condições de operação

S. Miguel

E - MANUTENÇÃO DEPURADORA ÓLEO Grupo 04

Manter Grupo gerador em boas condições de operação

S. Miguel

E - MANUTENÇÃO TIPO 6000 HORAS Grupo 05

Manter Grupo gerador em boas condições de operação

S. Miguel

E - MANUTENÇÃO TIPO 3000 HORAS Grupo 05

Manter Grupo gerador em boas condições de operação

S. Miguel

E - MANUTENÇÃO DEPURADORA ÓLEO Grupo 05

Manter Grupo gerador em boas condições de operação

S. Miguel

E - MANUTENÇÃO TIPO 3000 HORAS Grupo 06

Manter Grupo gerador em boas condições de operação

S. Miguel

E - MANUTENÇÃO DEPURADORA ÓLEO Grupo 06

Manter Grupo gerador em boas condições de operação

S. Miguel

E - MANUTENÇÃO TIPO 6000 HORAS Grupo 07

Manter Grupo gerador em boas condições de operação

172

Ilha

Descrição da Acão (I -Investimento / E Objetivo Exploração)

S. Miguel

E - MANUTENÇÃO TIPO 3000 HORAS Grupo 07

Manter Grupo gerador em boas condições de operação

S. Miguel

E - MANUTENÇÃO DEPURADORA ÓLEO Grupo 07

Manter Grupo gerador em boas condições de operação

S. Miguel

E - MANUTENÇÃO TIPO 36000 HORAS Grupo 08

Manter Grupo gerador em boas condições de operação

S. Miguel

E - MANUTENÇÃO DEPURADORA ÓLEO Grupo 08

Manter Grupo gerador em boas condições de operação

S. Miguel

E - MANUTENÇÃO DEPURADORA FUEL 5

Manter Grupo gerador em boas condições de operação

S. Miguel

E - MANUTENÇÃO TIPO 3000 HORAS Grupo 08

Manter Grupo gerador em boas condições de operação

Ilha

Descrição da Acão (I -Investimento / E Objetivo Exploração)

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 dos valores de tensão especificados na EN 50 160

Terceira

I- Remodelação da rede BT Raminho

Cumprimento dos padrões de continuidade de serviço especificados na EN 50 160

Terceira

I - Reforço Rede PTD 138 - Senhora da Ajuda - Vila Nova

Cumprimento dos padrões dos valores de tensão especificados na EN 50 160

173

Ilha

Descrição da Acão (I -Investimento / E Objetivo Exploração)

Terceira

I - Reforço Rede PTD 214 - Canada Alta - Porto Martins

Cumprimento dos padrões dos valores de tensão especificados na EN 50 160

Terceira

I - Remodelação da rede BT Cinco Ribeiras

Cumprimento dos padrões dos valores de tensão especificados na EN 50 160

Terceira

I - Remodelação da rede BT Altares

Cumprimento dos padrões de continuidade de serviço especificados na EN 50 160

Terceira

I - Construção de novo PTD nas Cinco Ribeiras

Cumprimento dos padrões dos valores de tensão especificados na EN 50 160

Terceira

E - Ações de Manutenção/Inspeção preventiva da em 7 Cumprimento dos padrões de continuidade de serviço Linhas da Rede MT/AT especificados na EN 50 160

Terceira

E- Manutenções preventiva em 102 PTD

Terceira

I - Foram substituídos 9 transformadores em PTD ( 6 por Cumprimento dos padrões de continuidade de serviço aumento de potencia e 3 avaria) especificados na EN 50 160

Terceira

E- Substituição de 7 aparelhos de corte em PTD aéreos

Cumprimento dos padrões de continuidade de serviço especificados na EN 50 160

Terceira

I- Substituição de DST, com defeito de fabrico, em 52 PTD

Cumprimento dos padrões de continuidade de serviço especificados na EN 50 160

Terceira

I -Substituição de 3 Aparelhos de manobra da rede aérea Cumprimento dos padrões de continuidade de serviço MT e retirados 4 especificados na EN 50 160

Terceira

I - Relocalização de vários aparelhos de manobra da rede Avifauna aérea MT para posição a cota inferior à da travessa

Terceira

E – Substituição de óleo degradado em 2 transformadores Cumprimento dos padrões de continuidade de serviço e de potência da SE de Angra dos valores de tensão especificados na EN 50 160

Garantir as condições de exploração para respeitar os padrões de continuidade de serviço especificados na EN 50 160

174

Ilha

Descrição da Acão (I -Investimento / E Objetivo Exploração)

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

Ilha

Descrição da Acão (I -Investimento / E Objetivo Exploração) E - Trabalhos diversos no âmbito do PPDA/Avifauna como:

Graciosa

a) Montagem/Substituição de 8 seccionadores, incluindo a alteração da sua posição na linha Cumprimento dos padrões de continuidade de serviço especificados na EN 50 160, bem como zelar pela avifauna b) Alteração da posição de descarregadores de sobretensões (DST) c) Montagem de Sinalizadores da Avifauna Cumprimento dos padrões de continuidade de serviço especificados na EN 50 160

Graciosa

I - Substituição de DST, com defeito de fabrico, em 20 PTD

Graciosa

E - Ações de Manutenção/Inspeção preventiva da em 4 Cumprimento dos padrões de continuidade de serviço Linhas da Rede MT/AT especificados na EN 50 160

175

Ilha

Descrição da Acão (I -Investimento / E Objetivo Exploração)

Graciosa

E – Desmontagem de 30 aparelhos de manobra da reda Redução Disparos MT causados por avarias aérea MT

Graciosa

I - Construção e ligação PTD Feteira (49)

Cumprimento dos padrões dos valores de tensão especificados na EN 50 160

Graciosa

I - Construção e ligação PTD Limeira (48)

Cumprimento dos padrões dos valores de tensão especificados na EN 50 160

Graciosa

I - Aumento potência Transformador PTD Rochela (29)

Cumprimento dos padrões de continuidade de serviço e dos valores de tensão especificados na EN 50 160

Graciosa

E - Limpeza, conservação e manutenção de todos (45) os Cumprimento dos padrões de continuidade de serviço PTD especificados na EN 50 160

Graciosa

E - Substituição de quadros CA2 nos PTD 12, 30 e 31

Cumprimento dos padrões de continuidade de serviço especificados na EN 50 160

Graciosa

I - Remodelação total PTD 25 Igreja

Cumprimento dos padrões de continuidade de serviço especificados na EN 50 160

Graciosa

I - Remodelação total PTD 3 Luz

Cumprimento dos padrões de continuidade de serviço especificados na EN 50 160

Graciosa

E – Remodelação de 29 armários distribuição (substituição Cumprimento dos padrões de continuidade de serviço de estruturas de metálicas degradadas por estruturas de especificados na EN 50 160 PVC, substituição de isoladores de barramentos, etc.)

Graciosa

Montagem celas SF6 nos PTD 30, 31 e 45

Graciosa

I - Remodelação completa rede BT das zonas das Almas/ Cumprimento dos padrões de continuidade de serviço e Alto da Ribeirinha/ Manuel Gaspar dos valores de tensão especificados na EN 50 160

Graciosa

E - Revisão Geral (77000 horas) Grupo 02

Diminuição de avarias

Manter Grupo gerador em boas condições de operação

176

Ilha

Descrição da Acão (I -Investimento / E Objetivo Exploração)

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

Ilha

Descrição da Acão (I -Investimento / E Objetivo Exploração)

S. Jorge

I – Ligação dos PTD 33, 38 e 45

S. Jorge

E - Manutenção preventiva (após inspeção) da rede BT dos Cumprimento dos padrões de continuidade de serviço PTD 2, 3, 5, 6, 7, 9, 10, 11, 12, 14, 15, 18, 23, 24, 34, 41, 43, 51, especificados na EN 50 160 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

S. Jorge

E - Substituição dos transformadores dos PTD 34 e 48 devido Evitar interrupções significativas do fornecimento de enerao estado de conservação gia elétrica devido a avaria

S. Jorge

I - Substituição dos transformadores dos PTD 35 e 63 devido Evitar interrupções significativas do fornecimento de enerao aumento do consumo gia elétrica devido a avaria

S. Jorge

E - Ações de Manutenção/Inspeção preventiva da em 1 Cumprimento dos padrões de continuidade de serviço Linha da Rede MT/AT especificados na EN 50 160

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

Cumprimento dos padrões dos valores de tensão especificados na EN 50 160

Cumprimento dos padrões de continuidade de serviço e dos valores de tensão especificados na EN 50 160

177

S. Jorge

E - Revisão Tipo 8000 HF Grupo 12

Manter Grupo gerador em boas condições de operação

178 Ilha

Descrição da Acão (I -Investimento / E Objetivo Exploração)

Pico

I - Remodelação e aumento de potência do PTD 112

Pico

E - Ações de Manutenção/Inspeção preventiva da em 4 Cumprimento dos padrões de continuidade de serviço Linha da Rede MT/AT especificados na EN 50 160

Pico

I - Remodelação do ramal MT SRPD-0067

Cumprimento dos padrões de continuidade de serviço e dos valores de tensão especificados na EN 50 160

Pico

I - Remodelação e aumento de potência do PTD 100

Cumprimento dos padrões de continuidade de serviço e dos valores de tensão especificados na EN 50 160

Pico

I - Remodelação do ramal MT MD01-0100

Cumprimento dos padrões de continuidade de serviço e dos valores de tensão especificados na EN 50 160

Pico

I - Remodelação de rede BT no PTD-100

Cumprimento dos padrões de continuidade de serviço e dos valores de tensão especificados na EN 50 160

Pico

I - Remodelação de rede BT no PTD 126

Cumprimento dos padrões de continuidade de serviço e dos valores de tensão especificados na EN 50 160

Pico

I - Remodelação de rede BT no PTD 66

Cumprimento dos padrões de continuidade de serviço e dos valores de tensão especificados na EN 50 160

Pico

E – Substituição de óleo degradado no transformador de Cumprimento dos padrões de continuidade de serviço e potência da SE de São Roque do Pico dos valores de tensão especificados na EN 50 160

Pico

E - Revisão Tipo 6 000 HF Grupo 07

Cumprimento dos padrões de continuidade de serviço e dos valores de tensão especificados na EN 50 160

Manter Grupo gerador em boas condições de operação

Pico

E - Revisão Tipo 100 000 HF Grupo 03

Manter Grupo gerador em boas condições de operação

179

Ilha

Descrição da Acão (I -Investimento / E Objetivo Exploração)

Faial

I – Construção do PTD 90 Rua Ilha do Pico

Faial

I – Construção de ramal MT subterrâneo, de alimentação Melhoria das condições de exploração ao PTD 90 Rua Ilha do Pico

Faial

I – Substituição de DST com defeito de fabrico, em 30 PTD,

Cumprimento dos padrões de continuidade de serviço especificados na EN 50 160

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 Cumprimento dos padrões de continuidade de serviço Linha da Rede MT/AT especificados na EN 50 160

Faial

E - Revisão Tipo 7500 HF Grupo 06

Manter Grupo gerador em boas condições de operação

Faial

E - Revisão Tipo 7500 HF Grupo 07

Manter Grupo gerador em boas condições de operação

Faial

E - Revisão Tipo 7500 HF Grupo 08

Manter Grupo gerador em boas condições de operação

Cumprimento dos padrões de continuidade de serviço e dos valores de tensão especificados na EN 50 160

Ilha

Descrição da Acão (I -Investimento / E Objetivo Exploração)

Flores

E – Manutenção em Redes BT em torçada. A Acão incide principalmente na de conservação dos ligadores de deri- < 6 anomalias significativas por rede BT vação dos traçados principais.

Flores

E – Monitorização dos níveis de tensão nos extremos dos circuitos da rede BT. Montagem de monitorização trifásica Cumprimento dos padrões de continuidade de serviço nos extremos dos circuitos BT por períodos de 1 semana especificados na EN 50 160 para registo dos valores de tensão de acordo com a norma EN50160

Flores

E - Revisão Tipo 2000 horas Grupo 07

Manter Grupo gerador em boas condições de operação

Flores

E - Revisão Tipo 2000 horas Grupo 08

Manter Grupo gerador em boas condições de operação

Flores

E - Revisão Tipo 2000 horas Grupo 10

Manter Grupo gerador em boas condições de operação

Flores

E - Revisão Tipo 2000 horas Grupo 10

Manter Grupo gerador em boas condições de operação

Ilha

Descrição da Acão (I -Investimento / E Objetivo Exploração)

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

180

Ilha

Descrição da Acão (I -Investimento / E Objetivo Exploração)

Todas as ilhas

Implementação da fatura eletrónica

Todas as ilhas

Promover a realização de auditorias para verificação de Assegurar o dimensionamento e caraterísticas adequadas evidências relacionadas com a construção e localização dos compartimentos onde são instalados os sistemas de adequada dos compartimentos técnicos destinados aos contagem e controlo da potência contratada sistemas de contagem da EDA

Todas as ilhas

Controlo da taxa de redução em % das ordens de corte programadas, através do pré-aviso telefónico/e-mail dos Reduzir o número de cortes efetivos clientes que se encontram em situação de previsão de corte

Todas as ilhas

E - Inspeções termografia a 418 instalações (333 PTD, 4 SE e Identificação de defeitos elétricos 81 orgãos de manobra da rede aérea MT)

Todas as ilhas

E – Manutenção a sistemas de teleação e Subestações

Complementando as ações sobre equipamentos, sejam de manutenções 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

Disponibilizar mais cedo a informação aos clientes e reduzir custos com portes postais

Cumprimento dos padrões de continuidade de serviço especificados na EN 50 160

181

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 exploração adequada de novos equipamentos

Lisboa

I - Técnicas de soldadura TIG

Manter a certificação dos soldadores

S. Maria

I - Condução de centrais - SIEMENS

Dotar colaboradores de conhecimentos necessários à exploração adequada de novos equipamentos

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 exploração adequada de novos equipamentos

S. Miguel

I - Condução de centrais

Dotar colaboradores de conhecimentos necessários à exploração adequada de novos equipamentos

S. Miguel

I - Manobras de segurança em equipamentos de média e Dotar colaboradores de conhecimentos necessários à alta tensão exploração adequada de novos equipamentos

S. Miguel

I - Atmosferas explosivas - ATEX

Sensibilização para a Segurança das Instalações

S. Miguel

I - Reguladores de velocidade

Dotar colaboradores de conhecimentos necessários à exploração adequada de novos equipamentos

S. Miguel

I - Sistema de monitorização e comando

Dotar colaboradores de conhecimentos necessários à exploração adequada de novos equipamentos

182

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 exploração adequada de novos equipamentos

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 exploração adequada de novos equipamentos

S. Jorge

I - Supervisão e coordenação de Redes

Dotar colaboradores de conhecimentos necessários à exploração adequada de novos equipamentos

S. Jorge

I - Gestão de resíduos - Nível I

Sensibilização ambiental

Faial

I - Subestação do FAI - Gestão e Controle

Dotar colaboradores de conhecimentos necessários à exploração adequada de novos equipamentos

Flores

I - Condução da central termoelétrica das Flores

Dotar colaboradores de conhecimentos necessários à exploração adequada de novos equipamentos

Flores

I - Sistemas de proteção SIPROTEC

Dotar colaboradores de conhecimentos necessários à exploração adequada de novos equipamentos

Flores

I - Gestão de resíduos - Nível I

Sensibilização ambiental

Corvo

I - Gestão de resíduos - Nível I

Sensibilização ambiental

183

184

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 equipamento 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 potência ativa fornecida em qualquer ponto de um sistema, determinada por uma medida instantânea ou por uma média obtida pela integração da potência durante um determinado intervalo de tempo. A carga pode referir-se a um consumidor, a um aparelho, a uma linha ou a uma rede. Cava (abaixamento) da tensão de alimentação – diminuição brusca da tensão de alimentação para um valor situado entre 90% e 1% da tensão declarada, Uc (ou da tensão de referência deslizante, Urd), seguida do restabelecimento 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 consumidora 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 eletromagnético de forma satisfatória e sem ele próprio produzir perturbações eletromagnéticas intoleráveis para tudo o que se encontre nesse ambiente. Condições normais de exploração - condições de uma rede que permitem corresponder à procura de energia elétrica, às manobras da rede e à eliminação de defeitos pelos sistemas automáticos de proteção, na ausência de condições excecionais ligadas a influências externas ou a incidentes importantes. Condução da rede – ações de vigilância, controla e comando da rede ou de um conjunto de instalações elétricas s 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 produção própria) que recebe diretamente energia elétrica da rede de transporte para utilização própria. Contrato de ligação à Rede de Transporte – contrato entre o utilizador da rede de transporte a entidade concessionária do transporte e distribuição relativo às condições de ligação: prazos, custo, critérios de partilha de meios e de encargos comuns de exploração, condições técnicas e de exploração particulares, normas específicas da instalação, pro-

cedimentos de segurança e ensaios específicos. Concessionária do Transporte e Distribuição – entidade a quem cabe, em regime de exclusivo e de serviço público, mediante a celebração de um contrato de concessão com o Governo Regional dos Açores, a gestão técnica global dos sistemas elétricos de cada uma das ilhas do Arquipélago dos Açores, o transporte e a distribuição de energia elétrica nos referidos sistemas, bem como a construção e exploração das respetivas infraestruturas, conforme o disposto no Capítulo V do Regulamento 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 consecutivas, 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, Indústria e Energia. Duração média das interrupções do sistema (SAIDI - “System Average Interruption Duration Index”) - representa a duração média das interrupções verificadas nos pontos de entrega durante um determinado período. O indicador SAIDI é obtido pelo cálculo da expressão:

k x ∑ ∑DIij j =1 i =1 SAIDI MT = k 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 indicadores globais da ilha ou por linha de distribuição; 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 eletromagnética ao exterior. Energia não distribuída (END) - valor estimado da energia não distribuída nos pontos de entrega das redes de distribuição em MT, devido a interrupções de fornecimento, durante um determinado intervalo de tempo (normalmente 1 ano civil), dado pela seguinte expressão:

END=

TIEPI×EF onde: T

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 considerado T – período de tempo considerado, em horas. Energia não fornecida (ENF) - valor estimado da energia não fornecida nos pontos de entrega da rede de transporte, devido a interrupções de fornecimento, durante um deter-

186

Anexos

minado intervalo de tempo (normalmente 1 ano civil).

FIjMT - número de interrupções em PTD e PTC, no período considerado;

Entrada - canalização elétrica de Baixa Tensão compreendida entre uma caixa de colunas, um quadro de colunas ou uma portinhola e a origem de uma instalação de utilização.

k - quantidade total dos pontos de entrega (PTC e PTD) da ilha, para o cálculo de indicadores globais da ilha ou por linha de distribuição; 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.

ERSE - Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos. Exploração – conjunto das atividades necessárias ao funcionamento de uma instalação elétrica, incluindo as manobras, o comando, o controlo, a manutenção, bem como 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 fornecimento 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 transporte e distribuição. Frequência da tensão de alimentação (f) taxa de repetição da onda fundamental da tensão de alimentação, medida durante um dado intervalo de tempo (em regra 1 segundo). Frequência média de interrupções do sistema (SAIFI - “System Average Interruption Frequency Index”) - representa o número médio de interrupções verificadas nos pontos de entrega, durante um determinado período. O indicador SAIFI é obtido pela expressão:

k ∑ FI jMT j =1 SAIFI MT = k em que:

Imunidade (a uma perturbação) - aptidão dum dispositivo, dum aparelho ou dum sistema para funcionar sem degradação na presença duma perturbação eletromagnética. Incidente – acontecimento que provoca a desconexão (não programada) de um elemento da rede, podendo originar uma ou mais interrupções de serviço. Instalação elétrica – conjunto de equipamentos elétricos utilizados na produção, no transporte, na conversão, na distribuição ou na utilização da energia elétrica, incluindo fontes de energia, bem como as baterias, os condensadores e outros equipamentos de armazenamento de energia elétrica. Instalação elétrica eventual - instalação elétrica 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 transformação noutra forma de energia. Interrupção acidental - interrupção do fornecimento ou da entrega de energia elétrica provocada por defeitos permanentes ou transitórios, na maior parte das vezes ligados a acontecimentos externos, a avarias ou a interferências. Interrupção breve - interrupção acidental com uma duração igual ou inferior a 3 min.

187

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 fornecimento ou da entrega que ocorre quando os clientes são informados com antecedência, para permitir a execução de trabalhos programados na rede.

avaria e destinadas à reposição do funcionamento de uma instalação elétrica. Manutenção preventiva (conservação) combinação de ações técnicas e administrativas 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.

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.

Nível de compatibilidade (eletromagnética) nível de perturbação especificado para o qual existe uma forte e aceitável probabilidade de compatibilidade eletromagnética.

Limite de emissão (duma fonte de perturbação) - valor máximo admissível do nível de emissão.

Nível de emissão - nível duma dada perturbação eletromagnética, emitida por um dispositivo, aparelho ou sistema particular e medido duma maneira especificada.

Limite de imunidade - valor mínimo requerido do nível de imunidade. Manobras - ações destinadas a realizar mudanças de esquema de exploração de uma rede elétrica, ou a satisfazer, a cada momento, 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 técnicas e administrativas, compreendendo as operações de vigilância, destinadas a manter uma instalação elétrica num estado de operacionalidade que lhe permita cumprir a sua função. Manutenção corretiva (reparação) combinação de ações técnicas e administrativas realizadas depois da deteção de uma

Nível de imunidade - nível máximo duma perturbação eletromagnética de determinado tipo incidente sobre um dispositivo, aparelho ou sistema não susceptível de provocar qualquer degradação do seu funcionamento. Nível de perturbação - nível de uma dada perturbação eletromagnética, medido de uma maneira especificada. Nível de planeamento - objetivo de qualidade interno da entidade concessionária do transporte e distribuição relativamente a uma perturbação na onda de tensão, mais exigente ou, no limite, igual ao respetivo nível de referência associado a um grau de probabilidade de ocorrência. Nível de referência (de uma perturbação) nível máximo recomendado para uma perturbação eletromagnética em determinados pontos de uma rede elétrica (normalmente, os pontos de entrega).

188

Anexos

Nível (duma quantidade) - valor duma quantidade avaliada duma maneira especificada.

Ponto de medida - ponto da rede onde a energia ou a potência é medida.

Ocorrência – acontecimento que afete as condições normais de funcionamento de uma rede elétrica.

Posto (de uma rede elétrica) - parte de uma rede elétrica, situada num mesmo local, englobando principalmente as extremidades de linhas de transporte ou de distribuição, a aparelhagem elétrica, edifícios e, eventualmente, transformadores.

Operador Automático (OPA) – dispositivo eletrónico programável destinado a executar automaticamente operações de ligação ou desligação de uma instalação ou a sua reposição em serviço na sequência de um disparo parcial ou total da instalação. Operação - Acão desencadeada 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 entrega é, normalmente, o barramento de uma subestação a partir do qual se alimenta a instalação do cliente. Podem também constituir pontos de entrega: Os terminais dos secundários de transformadores de potência de ligação a uma instalação do cliente. A fronteira de ligação de uma linha à instalação do cliente. Ponto de ligação - ponto da rede eletricamente 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 sistema elétrico de serviço público (SEPA) eletricamente mais próximo do ponto de ligação de uma instalação elétrica.

Posto de transformação (PT) - posto destinado à transformação da corrente elétrica por um ou mais transformadores estáticos cujo secundário é de baixa tensão. Potência nominal - é a potência máxima que pode ser obtida em regime contínuo nas condições geralmente definidas na especificação do fabricante, e em condições climáticas precisas. Produtor – entidade responsável pela ligação à rede e pela exploração de um ou mais grupos geradores. Ramal - canalização elétrica, sem qualquer derivação, que parte do quadro de um posto de transformação ou de uma 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 consumidores. 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.

189

Severidade da tremulação – intensidade do desconforto provocado pela tremulação definida 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 intervalo de duas horas, segundo a expressão:

12 Pst 3 Plt = 3 ∑ 12 i=1 Sobretensão temporária à frequência industrial – sobretensão ocorrendo num dado local com uma duração relativamente longa. Sobretensão transitória - sobretensão, oscilatória ou não, de curta duração, em geral fortemente amortecida e com uma duração máxima de alguns milissegundos.

sendo, [MWh/minuto] e:

ENF - energia não fornecida no período considerado, em MWh; EF - energia fornecida no período considerado, 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 potência 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:

Subestação (ou SE) – posto destinado a algum dos seguintes fins: Transformação da corrente elétrica por um ou mais transformadores estáticos, cujo secundário 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) - representa 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 expressão:

TI E =

ENF Pme

em minutos

EF + ENF em Pme = T

k x ∑ ∑DI ij × PI j j =1 i =1 TI EPI = k ∑PI j j =1

em que: DIij - duração da interrupção da instalação i, em minutos; PIj - potência instalada na instalação j - posto de transformação de serviço público (PTD) ou particular (PTC), em kVA; k - quantidade total dos pontos de entrega (PTC e PTD) da ilha, para o cálculo de indicadores globais da ilha ou por linha de distribuição; 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;

190

Anexos

quantidade total dos pontos de entrega da região para indicadores globais da região;

minação da amplitude ou profundidade da cava.

x - número de interrupções da instalação j.

Nota: O intervalo de tempo a considerar deve ser muito superior à duração da cava de tensão.

Tempo médio de reposição de serviço do sistema (SARI - “System Average Restoration Index”) - representa o tempo médio de reposição de serviço durante um determinado período (normalmente um ano civil). O indicador SARI é obtido pelo cálculo da expressão: k NI j ∑ ∑DI ij j =1 i =1 [minutos] em que: SARI = k ∑NI j j =1

DIij - duração da interrupção i no ponto de entrega j, em minutos; k trega;

- quantidade total de pontos de en-

NIj - número de interrupções ocorridas no ponto de entrega j no período considerado. Tensão de alimentação - valor eficaz da tensão entre fases presente num dado momento no ponto de entrega, medido num dado intervalo de tempo. Tensão de alimentação declarada (Uc) - tensão 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 calculado de forma contínua num determinado intervalo de tempo, que representa o valor da tensão antes do início de uma cava, e é usado como tensão de referência para a deter-

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 harmónica; globalmente, ou seja, pelo valor da distorção harmónica total (DHT) calculado pela expressão seguinte:

DHT 

U h2

2 h

Tensão interharmónica - tensão sinusoidal cuja frequência está compreendida entre as frequências harmónicas, ou seja, cuja frequência não é um múltiplo inteiro da frequência fundamental. Tensão nominal de uma rede (Un) - tensão entre fases que caracteriza uma rede e em relação à qual são referidas certas características de funcionamento. Tremulação (“flicker”) - impressão de instabilidade da sensação visual provocada por um estímulo luminoso, cuja luminância ou repartição espectral flutua no tempo. T&D1 – Transporte e distribuição – inclui interrupções 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 transporte e/ou regulação de energia, ou ainda para apoio (reserva de potência).

191

Variação de tensão - aumento ou diminuição do valor eficaz da tensão, provocados pela variação da carga total da rede ou de parte desta.

TER - Terceira GRA - Graciosa SJG – São Jorge

Abreviaturas das ilhas FAI - Faial SMA – Santa Maria FLO - Flores SMG – São Miguel COR - Corvo

192

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 estabelece um nível mínimo para a classificação de interrupções. A EDA, para melhor caracterização das mesmas, e sendo-o permitido no

Tipo

Motiv o

âmbito do mesmo regulamento, tem em prática corrente um nível mais detalhado, apresentado na tabela seguinte:

Causa

Acordo c/ cliente (1)

PREVISTAS (PROGRAMADAS)

Razões de serv iço (2)

(1)

Código 110

Nov os Empreendimentos (1)

121

Reparação de equipamentos (2)

122

Conserv ação de equipamentos (3)

123

Alterações na configuração da rede (4)

124

Trabalhos de abate ou decote de árv ores (5) 125 Razões de interesse público (3)

Plano nacional de emergência energética

130

Facto imputáv el ao cliente (4)

Artigo 177. º do RRC

140

Vento de intensidade excecional (1)

211

Inundações imprev isív eis (2)

212

Descarga atmosférica direta (3)

213

Incendio (4)

214

Terramoto (5)

215

Grev e geral (6)

216

Alteração da ordem pública (7)

217

Sabotagem (8)

218

Malfeitoria (9)

219

IMPREVISTAS

Interv enção de Terceiros* (0)

220

(ACIDENTAIS)

Outras causas (1)

221

Deslastre de cargas (0)

230

Acão atmosférica (1)

241

Acão ambiental (2)

242

Origem interna (3)

243

Trabalhos inadiáv eis (4)

244

Outras causas (5)

245

Desconhecidas (6)

246

Casos Fortuitos/Força maior (1) e (2)

(2)

Razões de segurança (3)

Próprias (4)

Reengate (5) Facto imputáv el ao cliente (6) Deficiência na instalação do cliente

25 Artigo 177. º do RRC

26 30

194

Imprevistas

Previstas

O quadro seguinte apresenta, de uma forma simplificada, a relação existente entre as causas simples de uma interrupção e o seu descritivo

Causa simples

Descritiv o causa

Acordo c/ cliente

Razões de serv iço

Facto imputáv el ao cliente

Fortuitas ou de força maior

Razões de segurança

Próprias

Reengate

Facto imputáv el ao cliente

Deficiência na instalação do cliente

Origem das interrupções Produção: são as interrupções do fornecimento ou da entrega de energia elétrica com origem em centros produtores. Transporte: são as interrupções do fornecimento ou da entrega de energia elétrica com origem na rede de transporte. Distribuição: são as interrupções do fornecimento 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 repercussão 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 público ou por facto imputável ao cliente em que os clientes são informados com a antecedência mínima fixada no Regulamento de Relações Comerciais para estes tipos de interrupções.

Acidentais (imprevistas): são as restantes interrupções 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: consideram-se causas fortuitas ou de força-maior as indicadas no n.º 4 do artigo 2.º do RQS. Próprias: consideram-se interrupções próprias todas as não caracterizadas anteriormente. Estas causas podem ser desagregadas do seguinte modo: Acão atmosférica: inclui as interrupções devidas a fenómenos atmosféricos, designadamente, descargas atmosféricas indiretas, chu-

Anexos

va, inundação, neve, gelo, granizo, nevoeiro, vento ou poluição, desde que não sejam passíveis de ser classificadas como causas de força maior; Acão ambiental: inclui as interrupções provocadas, designadamente, por animais, arvoredo, movimentos de terras ou interferências de corpos estranhos, desde que não sejam passíveis de ser classificadas como causas de força maior; Origem interna: inclui, designadamente, erros de projeto ou de montagem, falhas ou uso

inadequado de equipamentos ou de materiais, atividades de manutenção, obras próprias ou erro humano; Trabalhos inadiáveis: inclui as interrupções por razões de serviço visando a realização de trabalhos inadiáveis sem o cumprimento do disposto no Regulamento de Relações Comerciais; Outras causas: inclui, designadamente, interrupções originadas em instalações de clientes;

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