dos tipos A, B e C. Verifica-se uma forte concentração de PdE de MT em zonas do tipo C (70%).

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1 Relatório da Qualidade de Serviço

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3 Sumário 3 De acordo com o estabelecido no Regulamento de Qualidade de Serviço em vigor na RAA em 2013, compete à concessionária do transporte e distribuição vinculado do Sistema Elétrico do Serviço Publico da Região Autónoma dos Açores elaborar, anualmente, o relatório da qualidade de serviço. Este documento tem como objetivo caracterizar a qualidade do serviço prestado pela Electricidade dos Açores, S.A., as considerações assumidas e as metodologias de cálculo utilizadas. Este será o último ano que este a qualidade de serviço da RAA é efetuado sob a égide deste Regulamento. A partir de 2014 vigora um Regulamento da Qualidade de Serviço do Setor Elétrico, unificado para o Continente e Regiões Autónomas, com as devidas especificidades. Neste setor, a qualidade de serviço pode ser analisada pela sua componente comercial e pela sua natureza técnica (continuidade de serviço e qualidade da onda de tensão). No que diz respeito à relação comercial com o cliente, a qualidade refere-se aos aspetos relacionados com o atendimento, pedidos de informação, assistência técnica e a própria avaliação da satisfação dos mesmos, ou seja, na forma como a EDA se relaciona com os seus clientes. No âmbito da continuidade de serviço, pode ser observado o número e a duração das interrupções através de diversos indicadores. Por sua vez, a amplitude, a frequência, a forma da onda, bem como a simetria do sistema trifásico avaliam a qualidade da onda tensão. Tendo em conta que o bem mais valioso que a EDA possuí são os seus clientes, e que a qualidade do serviço prestado é condição essencial para o desenvolvimento das 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. No que diz respeito à Disponibilidade e Solicitude, à Simpatia, ao Profissionalismo e à Apresentação e apesar de, na opinião dos inquiridos, os serviços prestados pela EDA já serem de elevada qualidade, tem-se vindo a verificar uma melhoria dos mesmos, com exceção da Apresentação no ano de 2012, ao longo dos últimos 3 anos. Quando comparado com o ano anterior, verifica-se que a opinião dos inquiridos apresenta uma melhoria generalizada, elevando ainda mais o nível do serviço prestado pela EDA. Do ponto de vista dos clientes, os itens sujeitos a avaliação são referidos como sendo Bons ou Muito Bons, em pelo menos 96% dos inquiridos. Apesar de, na opinião dos clientes, o atendimento continue a ser considerado de muito boa qualidade, verificou-se, face aos últimos dois anos, um decréscimo no score obtido pelos aspetos sujeitos a avaliação. O atendimento comercial da EDA é entendido pelos seus clientes como sendo Bom ou Muito Bom, obtendo avaliações desta natureza no atendimento por Telefone e ao Balcão, na opinião de, pelo menos, 61% dos inquiridos. No que diz respeito ao atendimento pelo Pessoal do piquete ou técnico do comercial, verificou-se um decréscimo

4 de cerca de 26%. Esta situação fica a deverse, principalmente, ao aumento significativo do número de clientes que responderam Nunca utilizou ou não conhece. No que concerne a indicadores gerais de relacionamento comercial verifica-se uma melhoria generalizada dos mesmos, face aos últimos anos, tendo sido cumpridos todos os indicadores definidos. Apesar dos incumprimentos nas retomas de serviço e assistência técnica após comunicação pelo cliente de avaria, os indicadores individuais de relacionamento comercial ostentam um elevado grau de cumprimento dos deveres da EDA. Os incumprimentos verificados deram origem a compensações a clientes. No capítulo Qualidade de serviço comercial foi efetuada uma análise mais profunda e individualizada da qualidade de serviço de âmbito comercial. Ao nível da continuidade de serviço, a qualidade é aferida através de indicadores gerais para as redes de transporte, de distribuição em média tensão (MT) e distribuição em baixa tensão (BT), bem como indicadores individuais para as mesmas redes. Em 2013 foi realizada uma atualização das zonas de qualidade de serviço, verificandose, por exemplo, o aparecimento de novas zonas de qualidade do tipo B, facto mais notório na ilha Terceira onde antes não existia esta classificação. O ano de 2013 apresenta uma melhoria dos indicadores de continuidade de serviço da Região Autónoma dos Açores. Embora no global a qualidade de serviço, referente à continuidade do mesmo, tenha melhorado, constata-se que algumas ilhas apresentam um comportamento inverso. Na Região existem três níveis de qualidade de serviço, definidos no regulamento da qualidade de serviço, designadamente: zonas dos tipos A, B e C. Verifica-se uma forte concentração de PdE de MT em zonas do tipo C (70%). Em 2013 registaram-se 1559 ocorrências que afetaram PdE da rede de distribuição MT da Região, menos 103 do que o verificado em 2012, ou seja menos 6,2%. As ocorrências referidas deram origem, em 2013, a cerca de 24 mil interrupções em PdE da rede MT, o que representa uma redução, face a 2012, de 22,9%. Ao nível da baixa tensão, verificaram-se, em pontos de entrega desta rede, 1,5 milhões 1 de interrupções, menos 22,5% que o número registado em Destas interrupções cerca de 520 mil são de curta duração (menos de 3 minutos). Os indicadores gerais de continuidade de serviço cumpriram plenamente os padrões de qualidade de serviço estabelecidos, quer ao nível da média tensão, quer ao da baixa tensão. A nível individual verificaram-se incumprimentos que originaram o pagamento de, aproximadamente, 2,6 mil euros de compensações a clientes. A continuidade de serviço foi alvo de uma análise pormenorizada no capítulo 4, onde são apresentados e analisados os resultados dos indicadores gerais e individuais para a MT e para a BT (por zona de qualidade de serviço e por ilha/região) e uma análise aos principais incidentes verificados. Relativamente à qualidade da onda de tensão, os resultados das monitorizações efetuadas, pelos diversos pontos de medição fixos e dispersos pelas nove ilhas dos Açores, demonstram a qualidade da onda de tensão, no que diz respeito à sua amplitude, tremulação (Flicker), desequilíbrio do sistema trifásico 1 21,2% destas interrupções são micro-cortes (interrupções de duração muito curta na ordem de milissegundos) 4

5 de tensões, frequência, distorção harmónica, cavas de tensão e sobretensões. As condições estipuladas no RQS e pela norma NP EN foram cumpridos, com exceção da tremulação (Corvo) e da distorção harmónica (São Miguel). Em relação às cavas de tensão e às sobretensões existiram situações de maior ou menor severidade em todas as ilhas e níveis de tensão. No capítulo 5, dedicado à qualidade da onda de tensão, encontra-se exposta uma análise criteriosa e minuciosa de todas as situações de incumprimento e das cavas registadas com maior severidade. 5

6 Índice Sumário Introdução Qualidade de serviço comercial Satisfação dos Clientes Registo de avarias Visitas Clientes dos centros de atendimento Clientes residenciais (Clientes família) Clientes não residenciais (Clientes empresa) Qualidade de serviço comercial Indicadores gerais Indicadores individuais Clientes com necessidades especiais Ações mais relevantes para garantia da qualidade de serviço de âmbito comercial Continuidade de serviço Indicadores gerais Indicadores RT Indicadores gerais MT - RAA Indicadores MT - ilha Indicadores individuais

7 5. Qualidade da onda de tensão Plano de monitorização Indicadores semanais Qualidade onda de tensão Amplitude Tremulação (Flicker) Desequilíbrio Frequência Harmónicos Cavas Sobretensões Análise comparativa dos indicadores CPQI na RAA Evolução da qualidade da onda de tensão Principais incidentes Santa Maria Incidentes por causas próprias Casos fortuitos ou de força-maior São Miguel Incidentes por causas próprias Casos fortuitos ou de força-maior Terceira Incidentes por causas próprias Graciosa Incidentes por causas próprias São Jorge Incidentes por causas próprias

8 Casos fortuitos ou de força-maior Pico Incidentes por causas próprias Faial Incidentes por causas próprias Flores Incidentes por causas próprias Casos fortuitos ou de força-maior Corvo Incidentes por causas próprias Ações para a melhoria da qualidade serviço Anexos Anexo I - Siglas, abreviaturas e definições Anexo II - Classificação das causas das interrupções

9 Índice de Gráficos Gráfico 3-1 Percentagem de clientes que considera o atendimento Muito bom/bom Evolução 2012/ Gráfico 3-2 Caracterização do atendimento Gráfico 3-3 Tempo de espera pelo piquete - Evolução 2012/ Gráfico 3-4 Resolução do problema - Evolução 2012/ Gráfico 3-5 Resolução do problema Gráfico 3-6 Caracterização do serviço prestado no contato Gráfico 3-7 Clientes que consideram a equipa técnico-comercial Muito Boa/Boa - Evolução 2012/ Gráfico 3-8 Caracterização da equipa técnico-comercial Gráfico 3-9 Cumprimento do horário acordado Gráfico 3-10 Resolução do problema Gráfico 3-11 Atendimento e tempo de espera Gráfico 3-12 Clientes que consideram o serviço prestado nos centros de atendimento Muito Bom/Bom - Evolução 2012/ Gráfico 3-13 Qualidade do serviço prestado nos centros de atendimento Gráfico 3-14 Evolução dos clientes residenciais que consideram o atendimento Muito Bom/Bom - Evolução 2012/ Gráfico 3-15 Caracterização do atendimento (Clientes residenciais) Gráfico 3-16 Caracterização do atendimento (Clientes não residenciais) Gráfico 3-17 Evolução dos clientes empresariais que consideram o atendimento Muito Bom/ Bom - Evolução 2012/ Gráfico 3-18 Elaboração de orçamentos de pedidos de fornecimento de energia Gráfico 3-19 Execução de pedidos de fornecimento de energia Gráfico 3-20 Tempo médio de ligação Gráfico 3-21 Tempo de espera nos centros de atendimento até 20 minutos Gráfico 3-22 Atendimento telefónico com tempos de espera inferiores a 60 segundos... 37

10 Gráfico 3-23 Percentagem de clientes com reposição de serviço até 4 horas Gráfico 3-24 Percentagem de reclamações apreciadas e respondidas até 15 dias úteis Gráfico 3-25 Percentagem de pedidos de informação respondidos até 15 dias úteis Gráfico 3-26 Contadores BTN com uma leitura

11 Índice de Tabelas Tabela 3-1 Aspeto das instalações Tabela 3-2 Motivo de deslocação aos centros de atendimento Tabela 3-3 Comparação do serviço prestado (clientes residenciais) Tabela 3-4 Classificação global do serviço prestado (clientes residenciais) Tabela 3-5 Caracterização global do serviço prestado (Clientes não residenciais) Tabela 3-6 Comparação do serviço prestado (Clientes não residenciais) Tabela 3-7 Indicadores gerais do relacionamento comercial Tabela 3-8 Contadores não lidos Tabela 3-9 Indicadores individuais e padrões da qualidade comercial Tabela 3-10 Ordens programadas com o cliente Tabela 3-11 Compensações pagas pelos clientes Tabela 3-12 Retoma do fornecimento de energia elétrica após suspensão do serviço por facto imputável ao cliente Tabela 3-13 Tratamento de reclamações relativas a faturação e cobranças Tabela 3-14 Reclamações relativas às características técnicas da tensão Tabela 3-15 Reclamações relativas a sistemas de contagem Tabela 3-16 Número de clientes com necessidades especiais registados Tabela 4-1 Evolução do número de ocorrências Tabela 4-2 Evolução do número de ocorrências por causa Tabela 4-3 Evolução do n.º de ocorrências por origem Tabela 4-4 Evolução do n.º de interrupções em PdE da rede MT na RAA Tabela 4-5 Evolução do n.º de interrupções por origem e duração Tabela 4-6 Evolução do n.º de interrupções por ilha Tabela 4-7 N.º de interrupções 2013 por tipo de duração e origem Tabela 4-8 N.º de interrupções longas por causa... 57

12 Tabela 4-9 Indicadores da rede de transporte Tabela 4-10 Indicadores de continuidade de serviço da RAA, para interrupções longas (SAIFI n.º; TIEPI e SAIDI - hh:mm) Tabela 4-11 Evolução dos indicadores de continuidade de serviço da RAA, por zona, para interrupções longas (SAIFI n.º; TIEPI e SAIDI - hh:mm) Tabela 4-12 Indicadores de continuidade de serviço da RAA, por zona e origem, para interrupções longas (SAIFI n.º; TIEPI e SAIDI - hh:mm) Tabela 4-13 Indicadores de continuidade de serviço da RAA, por zona e causa para interrupções longas (SAIFI n.º; TIEPI e SAIDI - hh:mm) Tabela 4-14 Indicadores de continuidade de serviço da RAA, para interrupções longas, não abrangidas pelo artigo 13º do RQS (SAIFI n.º; TIEPI e SAIDI - hh:mm) Tabela 4-15 Evolução do TIEPI por ilha - interrupções longas (hh:mm) Tabela TIEPI interrupções longas por origem (hh:mm) Tabela 4-17 TIEPI - interrupções longas por causa (hh:mm) Tabela 4-18 Evolução do TIEPI - interrupções longas, não abrangidas pelo artigo 13º do RQS (hh:mm) Tabela 4-19 Evolução do SAIFI - interrupções longas (n.º) Tabela 4-20 SAIFI - interrupções longas por origem (n.º) Tabela 4-21 SAIFI - interrupções longas por causa (n.º) Tabela 4-22 Evolução do SAIFI - interrupções longas, não abrangidas pelo artigo 13º do RQS (n.º) Tabela 4-23 Evolução do SAIDI - interrupções longas (hh:mm) Tabela 4-24 SAIDI - interrupções longas por origem (hh:mm) Tabela 4-25 SAIDI - interrupções longas por causa (hh:mm) Tabela 4-26 SAIDI - interrupções longas, não abrangidas pelo artigo 13º do RQS (hh:mm) Tabela 4-27 Estimativa de energia não distribuída em 2013 (MWh) Tabela 4-28 N.º de interrupções em PdE da rede BT (em milhares) Tabela 4-29 Evolução do n.º de interrupções em PdE da rede BT na RAA (em milhares) Tabela 4-30 N.º de interrupções longas em PdE da rede BT

13 Tabela 4-31 Indicadores de continuidade de serviço BT da RAA, para interrupções longas (SAIFI n.º; SAIDI hh:mm) Tabela 4-32 Indicadores de continuidade de serviço BT da RAA, para interrupções longas, por origem (SAI-FI n.º; SAIDI hh:mm) Tabela 4-33 Indicadores de continuidade de serviço BT da RAA, para interrupções longas, por causa (SAIFI n.º; SAIDI hh:mm) Tabela 4-34 Indicadores de continuidade de serviço de BT da RAA, para interrupções longas, não abrangidas pelo artigo 13º do RQS (SAIFI n.º; SAIDI hh:mm) Tabela 4-35 Evolução do SAIFI BT - interrupções longas (n.º) Tabela 4-36 SAIFI BT - interrupções longas, por origem (n.º) Tabela 4-37 SAIFI BT - interrupções longas, por causa (n.º) Tabela 4-38 SAIFI BT, para interrupções longas, não abrangidas pelo artigo 13º do RQS (n.º) Tabela 4-39 Evolução do SAIDI BT - interrupções longas (hh:mm) Tabela 4-40 SAIDI BT - interrupções longas, por origem (hh:mm) Tabela 4-41 SAIDI BT - interrupções longas, por causa (hh:mm) Tabela 4-42 SAIDI BT, para interrupções longas, não abrangidas pelo artigo 13º do RQS (hh:mm) Tabela 4-43 Padrão de número de interrupções por ano Tabela 4-44 Padrão da duração total das interrupções (horas por ano) Tabela 4-45 Número total de compensações Tabela 4-46 Valor total de compensações ( ) Tabela 4-47 Compensações que revertem para o fundo de reforço de investimento Tabela 4-48 Nº de situações com incumprimentos de duração e número em simultâneo Tabela 5-1 Pontos de monitorização permanente em Tabela 5-2 Cavas na média tensão na Ilha de Santa Maria Tabela 5-3 Cavas na baixa tensão na Ilha de Santa Maria Tabela 5-4 Cavas na alta e média tensão na Ilha de São Miguel Tabela 5-5 Cavas na baixa tensão na Ilha de São Miguel Tabela 5-6 Cavas na média tensão na Ilha Terceira... 88

14 Tabela 5-7 Cavas na baixa tensão na Ilha Terceira Tabela 5-8 Cavas na média tensão na Ilha Graciosa Tabela 5-9 Cavas na baixa tensão na Ilha Graciosa Tabela 5-10 Cavas na média tensão na ilha de São Jorge Tabela 5-11 Cavas na baixa tensão na Ilha São Jorge Tabela 5-12 Cavas na média tensão na Ilha do Pico Tabela 5-13 Cavas na baixa tensão na Ilha do Pico Tabela 5-14 Cavas na média tensão na Ilha do Faial Tabela 5-15 Cavas na baixa tensão na Ilha do Faial Tabela 5-16 Cavas na média tensão na Ilha das Flores Tabela 5-17 Cavas na baixa tensão na Ilha das Flores Tabela 5-18 Cavas na média tensão na Ilha do Corvo Tabela 5-19 Sobretensões na média tensão na ilha de Santa Maria Tabela 5-20 Sobretensões na baixa tensão na ilha de Santa Maria Tabela 5-21 Sobretensões na média tensão na ilha de São Miguel Tabela 5-22 Sobretensões baixa tensão na ilha de São Miguel Tabela 5-23 Sobretensões na média tensão ilha Terceira Tabela 5-24 Sobretensões baixa tensão na Ilha Terceira Tabela 5-25 Sobretensões na média tensão na ilha Graciosa Tabela 5-26 Sobretensões baixa tensão na ilha Graciosa Tabela 5-27 Sobretensões na média tensão na ilha de São Jorge Tabela 5-28 Sobretensões baixa tensão na ilha de São Jorge Tabela 5-29 Sobretensões na média tensão na ilha do Pico Tabela 5-30 Sobretensões baixa tensão na ilha do Pico Tabela 5-31 Sobretensões média tensão na ilha do Faial Tabela 5-32 Sobretensões baixa tensão na ilha do Faial

15 Tabela 5-33 Sobretensões na média tensão na ilha das Flores Tabela 5-34 Síntese dos pontos de entrega onde se verificaram incumprimentos dos limites regulamentares das características da onda de tensão no período de

16 2. 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 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 nas ilhas de Santa Maria, Graciosa, São Jorge, Pico, Faial, Flores e Corvo, ou 5 MWh nas ilhas de São Miguel e Terceira. 16

17 17 3. Qualidade de serviço comercial Sabendo que a relação existente entre o prestador do serviço e o cliente é o retrato mais fiel da qualidade do serviço prestado, facilmente se compreende que a enunciada qualidade do serviço se exprima através de temas como a brevidade e capacidade de resposta às solicitações dos clientes, o nível do atendimento prestado, bem como a assistência técnica e a avaliação da satisfação dos mesmos. Logo, a qualidade de serviço comercial é criteriosamente analisada por via de Indicadores Gerais, Indicadores Individuais e da avaliação do grau de satisfação de clientes. Os indicadores são baseados em critérios simples que permitem qualificar, quantificar e avaliar o nível do desempenho técnico e comercial num determinado período de tempo. Já quanto à avaliação do grau de satisfação dos clientes, apesar de não ser uma tarefa simples, esta é feita recorrendo ao auxílio de inquéritos promovidos pela EDA, recorrendo para o efeito a contratação de empresas externas. Neste sentido, de forma a estar à altura dos desafios e em constante evolução, a EDA garantiu e mantém desde 2006 a certificação da qualidade pela Norma NP EN ISO 9001, certificação esta que obedece a requisitos bastante rigorosos e que visa promover a normalização de produtos/serviços para que a qualidade destes seja permanentemente melhorada. A adoção da Norma NP EN ISO 9001 tem sido vantajosa para a empresa, uma vez que lhe tem vindo a conferir maior organização, qualidade na prestação de serviços, produtividade e credibilidade, elementos que são facilmente identificáveis pelo cliente, na relação que mantém com a EDA Satisfação dos Clientes Estando a qualidade comercial estreitamente ligada à relação do operador de rede/comercializador com o cliente, anualmente são inquiridos os clientes da Eletricidade dos Açores, S.A. por forma a avaliar o seu grau de satisfação. Estes inquéritos são efetuados aos utentes dos centros de atendimento que aceitam responder e por amostragem aos clientes residenciais com contacto telefónico atualizado, aos clientes não residenciais (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. O objetivo dos inquéritos realizados é conhecer a opinião dos clientes relativamente à qualidade do serviço prestado pela EDA nas vertentes de atendimento, assistência técnica, entre outras. É importante salientar que no âmbito da operação da EDA, enquanto responsável pela produção/aquisição, transporte, distribuição e comercialização de energia elétrica, não é fácil alcançar níveis de desempenho com elevado score devido à diversidade arquipelágica das 9 ilhas da RAA, com realidades distintas e complexas, tanto dos pontos de vista geográfico e socioeconómico, como também cultural Registo de avarias Da esfera de clientes que comunicaram avarias por telefone, 50, dispersos pela Re-

18 gião Autónoma dos Açores, responderam ao presente inquérito. Caracterização do atendimento por parte do assistente da EDA Examinando a comunicação de avarias por parte dos clientes no âmbito do atendimento realizado pelos assistentes da EDA, percecionamos que relativamente à satisfação dos clientes, esta foi significativamente incrementada relativamente ao ano anterior nos três aspetos em análise, sendo de destacar a disponibilidade e Solicitude com uma melhoria de 7,7% e o Profissionalismo com uma melhoria de 9,7%. A simpatia dos nossos assistentes foi igualmente melhorada em 1,8%, (Gráfico 3-1). A avaliação dos clientes no que diz respeito ao atendimento dos assistentes da EDA foi, em 2013, considerada como particularmente positiva nos aspetos simpatia, disponibilidade e solicitude e profissionalismo para 92%, 96% e 96% dos clientes alvos do estudo, que classificaram como Boas ou Muito Boas as características sujeitas a apreciação, respetivamente. 98% 96% 94% 92% 90% 88% 86% 84% 82% 80% Ano 2012 Ano 2013 Disponibilidade e Solicitude Simpatia Profissionalismo Gráfico 3-1 Percentagem de clientes que considera o atendimento Muito bom/bom Evolução 2012/13 18

19 60% 50% 40% 30% Disponibilidade e Solicitude Simpatia Profissionalismo 20% 10% 0% Muito Boa Boa Nem Boa/Nem Mau Mau Muito Mau NS/NR Gráfico 3-2 Caracterização do atendimento Tempo de Espera e Resolução do Problema A percentagem de clientes que confirmam ter esperado, em 2013, menos de 2 horas pelo piquete foi de 58%, valor que se situa abaixo do obtido no ano anterior. Relativamente aos clientes que afirmam ter esperado mais de 4 horas, a percentagem obtida foi de 18%, originando um aumento de 6,2% em relação a 2012 (Gráfico 3-3). De referir que o ano de 2013 foi particularmente gravoso em relação às intempéries verificadas na Região Autónoma dos Açores, o que pode estar na base de ligeiros aumentos em tempos de espera pelo piquete, devido à grande solicitação com que se depararam as equipas técnicas em vários períodos do ano. 80% 70% 60% Ano 2012 Ano % 40% 30% 20% 10% 0% Menos de 2 horas Mais de 4 horas Gráfico 3-3 Tempo de espera pelo piquete - Evolução 2012/13

20 Relativamente ao número de clientes que viram a sua situação Total/Parcialmente Resolvida, no ano de 2013, registou-se uma percentagem de 92%. Comparativamente ao ano de 2012, assistiu-se a uma melhoria significativa em 7,6% (Gráfico 3-4). No que diz respeito às situações em que houve necessidade de uma nova intervenção, constata-se uma diminuição de 7,7% em relação ao ano anterior. De referir que as duas situações acima analisadas, demonstram um incremento na melhoria da capacidade técnica dos colaboradores do piquete. No Gráfico 3-5 podemos examinar mais detalhadamente os parâmetros em questão para o ano em estudo. 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% Total/Parcialmente Resolvido Ano 2012 Ano 2013 Não resolvido/nova intervenção Gráfico 3-4 Resolução do problema - Evolução 2012/13 20

21 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% Totalmente resolvido Parcialmente resolvido Não resolvido/nova intervenção Gráfico 3-5 Resolução do problema Visitas Dos 67 clientes que solicitaram, via telefone, uma intervenção na sua instalação, 24 foram alvo do presente inquérito. A amostra obtida está dispersa pelas ilhas de Santa Maria, São Miguel, Terceira, Graciosa, Pico, São Jorge e Faial. Caracterização do serviço prestado no contato Evidenciando a opinião dos clientes que responderam ao inquérito e sendo estes solicitadores de intervenções nas respetivas instalações, verificámos que a EDA mantém um serviço de qualidade como referência. A caracterização do serviço prestado no atendimento continua a alcançar resultados bastante favoráveis para avaliações de Muito Bom e Bom nos critérios disponibilidade e solicitude, a simpatia, o profissionalismo e a apresentação, com valores de 82,5%, 89,8%, 90,8% e 78,3% respetivamente, conforme Gráfico 3-6, abaixo apresentado. 21

22 60% 50% 40% 30% Disponibilidade e solicitude Simpatia Profissionalismo Apresentação 20% 10% 0% Muito Boa Boa Nem Boa / Nem Mau Mau Muito Mau Não Sabe/Não Responde Gráfico 3-6 Caracterização do serviço prestado no contato Aquando das visitas às instalações do cliente, efetuadas pela equipa técnicocomercial em 2013, registaram-se valores assinaláveis na ordem dos 92%, 96%, 88% e 88%, quanto à Disponibilidade e Solicitude, à Simpatia, ao Profissionalismo e à Apresentação, respetivamente. Relativamente ao ano anterior, e apesar dos ligeiros decréscimos ao nível da Disponibilidade e solicitude e da Apresentação, a prestação volta a ser extraordinária, sendo de realçar ainda o incremento verificado nas vertentes de Simpatia e Profissionalismo (Gráfico 3-7). Podemos observar mais pormenorizadamente os parâmetros em análise, para o ano de 2013, no gráfico abaixo apresentado (Gráfico 3-8). 98% Ano 2012 Ano % 94% 92% 90% 88% 86% 84% 82% 80% Disponibilidade e solicitude Simpatia Profissionalismo Apresentação Gráfico 3-7 Clientes que consideram a equipa técnico-comercial Muito Boa/Boa - Evolução 2012/13 22

23 60% 50% 40% 30% Disponibilidade e Solicitude Simpatia Profissionalismo Apresentação 20% 10% 0% Muito Boa Boa Nem Boa/Nem Mau Mau Muito Mau NS/NR Gráfico 3-8 Caracterização da equipa técnico-comercial Dia e Horário Acordados Como podemos observar através do gráfico abaixo (Gráfico 3-9), em 100% dos clientes, o horário acordado para intervenção na instalação pela equipa técnicocomercial, foi cumprido. De realçar a eficácia total conseguida pela EDA neste parâmetro de qualidade, durante o ano de No que diz respeito à execução do serviço, os resultados são excelentes, uma vez que 100% dos inquiridos viu a sua situação completamente resolvida (Gráfico 3-10). 120% 100% 80% 60% 40% 23 20% 0% Sim Não NS/NR Gráfico 3-9 Cumprimento do horário acordado

24 120% 100% 80% Ano % 40% 20% 0% Totalmente resolvido Parcialmente Resolvido NS/NR Gráfico 3-10 Resolução do problema Clientes dos centros de atendimento Tendo em vista a avaliação da qualidade do serviço prestado pelos centros de atendimento da EDA, foram inquiridos 619 utentes que visitaram estas instalações dispersas por todas as Ilhas do arquipélago dos Açores. Observando o Gráfico 3-11 verificámos que, para o ano de 2013, os tempos de atendimento e de espera são inferiores a quatro minutos para cerca de 81,6% e 93% dos inquiridos respetivamente, o que traduz uma melhoria significativa, em relação ao ano anterior. 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% Tempo de Atendimento Tempo de Espera Até 4 Min. 5 a 9 Min. 10 a 19 Min Min. Gráfico 3-11 Atendimento e tempo de espera 24

25 Relativamente à qualidade do serviço dos centros de atendimento, em 2013, a opinião dos clientes que consideram o serviço como Muito Bom ou Bom atinge os valores de 98,7%, 97,6%, 98,2% e 98,7%, quanto à Disponibilidade e Solicitude, à Simpatia, ao Profissionalismo e à Apresentação, respetivamente. Comparativamente ao ano de 2012, em todos os aspetos avaliados fica demonstrado que a qualidade do serviço prestado nos centros de atendimento da EDA está consolidada e que foi ainda incrementada para valores de excelência (Gráfico 3-12). Os resultados que dizem respeito em exclusivo ao ano de 2013 podem ser observados no Gráfico 3-13, de forma mais detalhada. 110,0% 100,0% Ano 2012 Ano ,0% 80,0% 70,0% 60,0% 50,0% Disponibilidade e solicitude Simpatia Profissionalismo Apresentação Gráfico 3-12 Clientes que consideram o serviço prestado nos centros de atendimento Muito Bom/Bom - Evolução 2012/13 25

26 70% 60% 50% 40% 30% Disponibilidade e solicitude Simpatia Profissionalismo Apresentação 20% 10% 0% Muito Boa Boa Nem Boa/Nem Mau Mau Muito Mau NS/NR Gráfico 3-13 Qualidade do serviço prestado nos centros de atendimento Os inquéritos realizados também permitiram aferir que a opinião dos utentes sobre o aspeto das instalações em relação a parâmetros de higiene e conforto, nomeadamente, limpeza, luminosidade e arrumação, se encontra entre o Bom e o Muito Bom (Tabela 3-1). Motivo de deslocação aos centros de atendimento O principal motivo referido pelos utentes alvo deste inquérito para a sua deslocação aos centros de atendimento foi o pagamento de faturas, sendo ainda de referir os pedidos de informação, com valor percentual de alguma relevância (Tabela 3-2). Vertente Lojas Vila do Porto Levada Nordeste Povoação PDL Matriz Ribeira Limpeza 5,00 4,18 4,72 4,54 4,38 4,55 4,94 4,47 4,41 Arrumação 4,58 4,18 4,67 4,54 4,41 4,55 4,93 4,47 4,48 Luminosidade 5,00 4,18 4,67 4,54 4,17 4,53 4,93 4,48 4,48 PDL Vila Angra Grande Franca Heroísmo Praia da Vitória Vertente Lojas Santa Cruz Velas Calheta Madalena Pico Horta Santa Limpeza 4,55 4,11 5,00 4,50 4,47 4,83 4,63 4,48 4,55 Arrumação 4,50 4,11 5,00 4,50 4,40 4,90 4,61 4,48 4,54 Luminosidade 4,50 4,07 5,00 4,56 4,40 4,93 4,61 4,41 4,52 S. Roque Lajes Pico Cruz Total Tabela 3-1 Aspeto das instalações 26

27 Motiv o Nº Clientes Pagamento de faturas 79,0% Pedido de domiciliação bancária 0,5% Pedido de fornecimento de energia 1,6% Pedido de alteração de contrato 2,1% Pedido de intervenções técnicas diversas 2,6% Pedido de informações 9,4% Reclamação 0,3% Fornecer leitura de eletricidade 2,3% Caução/Receber dinheiro / Acerto de contas 0,3% Solicitar 2ª via da fatura 0,3% Cancelar contrato 0,5% Compra de produtos 0,3% Solicitar aumento de potência 0,2% Alterar tarifário 0,2% Solicitar adiamento de pagamento de fatura 0,2% Indicação de alteração do NIB 0,2% Tabela 3-2 Motivo de deslocação aos centros de atendimento Clientes residenciais (Clientes família) O grau de satisfação dos clientes residenciais foi obtido através de um inquérito realizado aos clientes com contacto telefónico atualizado e abarcou uma amostra de 431 clientes, dispersos por todas as ilhas da Região Autónoma dos Açores. Classificação global do serviço prestado pela EDA Abordando a opinião dos clientes residenciais inquiridos, e tal como já vinha sendo registado nos anos anteriores, a EDA manteve os seus scores bastante positivos, derivado ao facto do serviço fornecido ser classificado como bom ao nível do Fornecimento de Energia, do Prestigio, da Confiança e do Dinamismo (Tabela 3-3). Vertente Fornecimento de Electricidade Total (2011) Total (2012) Total (2013) 3,86 3,86 3,87 Prestígio 3,90 3,87 3,90 Confiança 3,92 3,91 3,90 Dinamismo 3,83 3,82 3,83 Tabela 3-3 Comparação do serviço prestado (clientes residenciais) Na tabela abaixo (Tabela 3-4) podemos consultar as diversas classificações alcançadas em cada uma das ilhas alvo do inquérito. Vertente Santa São São Terceira Graciosa Maria Miguel Jorge Pico Faial Flores Corvo Fornecimento de Electricidade 4,10 4,01 3,61 3,67 3,85 3,68 3,74 4,00 5,00 Prestígio 4,00 4,00 3,77 4,00 3,62 3,68 3,80 4,00 4,00 Confiança 4,10 4,01 3,72 4,17 3,67 3,60 3,88 3,86 5,00 Dinamismo 4,10 3,91 3,70 3,60 3,67 3,64 3,88 3,83 4,00 Tabela 3-4 Classificação global do serviço prestado (clientes residenciais) 27

28 Classificação global do atendimento por parte da EDA O atendimento por parte da EDA é efetuado através do telefone, em loja, ou pela equipa técnico-comercial. Para os inquiridos que participaram neste estudo em 2013, o Atendimento Telefónico, o Atendimento ao Balcão e o Serviço prestado pelo pessoal técnicocomercial, atingiram os valores de 61%, 61% e 44%, valores estes considerados como Muito Bom/Bom, respetivamente. Tendo em atenção a evolução relativamente a 2012, e quanto aos aspetos em avaliação, constatámos que o serviço prestado mantém a qualidade demonstrada em anos transatos, denotando-se apenas um decréscimo quanto ao Serviço prestado pelo pessoal técnico-comercial. Observando cada uma das classificações mais detalhadamente, concluímos que a maioria dos inquiridos avalia o desempenho por parte da EDA, no ano de 2013, como Muito Bom/Bom. 100% 80% Ano 2012 Ano % 40% 20% 0% Atendimento Telefónico Atendimento Balcão Serviço prestado pelo pessoal técnico-comercial Gráfico 3-14 Evolução dos clientes residenciais que consideram o atendimento Muito Bom/Bom - Evolução 2012/13 28

29 40% 35% 30% 25% 20% Atendimento Telefónico Atendimento Balcão Serviço prestado pelo pessoal técnicocomercial 15% 10% 5% 0% Muito Bom Bom Nem Bom/Nem Mau Mau Muito Mau Nunca utilizou/não conhece NS/NR Gráfico 3-15 Caracterização do atendimento (Clientes residenciais) 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 23 clientes, dispersos por várias ilhas da Região Autónoma dos Açores. Classificação global do atendimento por parte da EDA O atendimento efetuado pela EDA aos clientes não residenciais (empresas) é geralmente realizado por telefone ou pela equipa técnico-comercial. Para o ano de 2013 e relativamente à qualidade do Atendimento Telefónico, a opinião dos clientes que consideram o serviço como Muito Bom/Bom atingiu o valor de 82,6%. No que diz respeito ao Serviço prestado pela equipa técnico-comercial e tendo em atenção a classificação de Muito Bom/Bom, a classificação foi de 87% (Gráfico 3-16). 29

30 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% Muito Boa Boa Nem Boa / Nem Mau Atendimento Telefónico Serviço prestado pelo pessoal técnicocomercial Mau Muito Mau NS/NR Gráfico 3-16 Caracterização do atendimento (Clientes não residenciais) Olhando para 2012 em termos comparativos, verifica-se uma melhoria nos dois parâmetros em análise, com destaque para o Atendimento telefónico, onde o incremento em 2013 foi de 24,3%, demonstrando que a qualidade do serviço se mantém consolidada em valores como Bom e Muito Bom, (Gráfico 3-17). 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% Ano 2012 Ano 2013 Atendimento Telefonico Serviço prestado pelo pessoal técnicocomercial Gráfico 3-17 Evolução dos clientes empresariais que consideram o atendimento Muito Bom/ Bom - Evolução 2012/13 30

31 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 Fornecimento de Electricidade São Miguel Terceira Faial Total 3,5 3,83 4,00 3,65 Prestígio 3,79 4,17 3,67 3,87 Confiança 3,64 3,67 4,33 3,74 Dinamismo 3,71 4,00 4,00 3,82 Tabela 3-5 Caracterização global do serviço prestado (Clientes não residenciais) Em relação ao ano anterior, os resultados alcançados em 2013 comprovam que, na ótica dos clientes empresariais, a EDA tem consolidado as suas boas prestações relativamente aos aspetos analisados, resultados estes que traduzem o esforço que a EDA tem vindo a desenvolver na busca do serviço mais apropriado, que permita servir os seus clientes com melhor eficácia e qualidade Qualidade de serviço comercial Indicadores gerais Perspetivando avaliar o relacionamento comercial que os operadores de rede/comercializadores têm com os clientes, foram criados os Indicadores Gerais de Qualidade de Serviço, indicadores estes que estabelecem o nível mínimo de qualidade de serviço a assegurar pela entidade comercializadora, neste caso, a EDA. Na Tabela 3-7 são apresentados os indicadores estabelecidos e quantificados no artigo 30º do RQS em vigor e as respetivas realizações. Abordando a tabela seguinte podemos comprovar que, no ano de 2013, não só todos os indicadores da qualidade de serviço comercial são plenamente cumpridos por parte da EDA, como até, na sua grande maioria, são superados os valores obtidos no ano anterior. 31 Vertente Fornecimento de Electricidade Total (2011) Total (2012) Total (2013) 3,86 3,88 3,65 Prestígio 3,91 3,88 3,87 Confiança 3,77 3,79 3,74 Dinamismo 3,59 3,67 3,82 Tabela 3-6 Comparação do serviço prestado (Clientes não residenciais) A realidade arquipelágica dos Açores representa dificuldades acrescidas, tanto do ponto de vista da gestão do sistema electroprodutor, como da perspetiva do relacionamento comercial, pois a dispersão de recursos humanos, a necessidade destes desempenharem múltiplas tarefas, por vezes em distintas áreas de negócio, são fatores determinantes no desempenho qualitativo do serviço prestado. Dado que os recursos são escassos em algumas ilhas, determinadas contingências, como por exemplo o absentismo por razões de saúde (ou outras), podem ser obstáculos delimitadores ao normal funcionamento dos serviços, e ao cumprimento dos padrões de qualidade estabelecidos, o que não tem

32 acontecido na maioria dos casos, em virtude da melhoria continua que tem vindo a ser implementada na EDA e da aposta na formação técnica dos seus colaboradores. Indicadores Gerais Percentagem de orçamentos de ramais e chegadas em BT deverão ser elaborados até 20 dias úteis. Percentagem dos ramais e chegadas em BT deverão ser executados até 20 dias úteis. Percentagem de ligações à rede de instalações de BT que deverão ser executadas até 2 dias úteis, após celebração do contrato de fornecimento de energia eléctrica. 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 serviço 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 civil. Padrão Realização Realização Realização (%) 2011 (%) 2012 (%) 2013 (%) 95 99,70 99,58 99, ,48 98,75 98, ,68 99,94 99, ,49 98,58 98, ,76 87,89 89, ,44 95,21 99, ,37 100,00 100, ,44 100,00 100, ,66 98,52 98,78 Tabela 3-7 Indicadores gerais do relacionamento comercial Percentagem de orçamentos de ramais de baixa tensão elaborados no prazo máximo de 20 dias úteis O ponto do Anexo 7 do RQS determina que, para o cálculo deste indicador, estão excluídos os casos de inexistência de rede de distribuição no local onde se localiza a instalação de utilização a alimentar, assim como, os casos em que existindo rede, seja necessário reforçar a mesma. No Gráfico 3-18 estão representados os desvios verificados em 2013 entre a realização e o padrão exigido pelo RQS (95%) relativamente ao indicador em estudo. Analisando o seguinte gráfico podemos concluir que o padrão exigido pelo RQS foi 32

33 totalmente cumprido em todas as ilhas, sendo que, na ilha com resultado menos expressivo (São Jorge), ainda assim, este padrão é ultrapassado em 2,6 pontos percentuais. Essencial será salientar que 5 das 9 ilhas (Santa Maria, Terceira, Graciosa, Faial e Corvo) ultrapassaram o padrão em 5 pontos percentuais, ou seja, obtiveram 100% de eficácia. Globalmente, assistimos a um acréscimo de 4,53% em relação aos 95% impostos pelo RQS, isto porque, dos orçamentos que foram solicitados, foram respondidos dentro do prazo dos 20 dias úteis. 100% 99% 98% 97% 96% 95% 94% 93% 92% Santa Maria São Miguel Terceira Graciosa São Jorge Pico Faial Flores Corvo EDA Gráfico 3-18 Elaboração de orçamentos de pedidos de fornecimento de energia 33 Percentagem de ramais de baixa tensão executados no prazo máximo de 20 dias úteis Para o cálculo do indicador Percentagem de ramais de baixa tensão executados no prazo máximo de 20 dias úteis, está estipulado no ponto do anexo 2 do RQS que 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 se situa a instalação de utilização a alimentar, bem como os casos em que, existindo rede, seja necessário proceder ao seu reforço. As diferenças entre a realização e o padrão exigido no RQS (95%) relativamente a este indicador podem ser observadas no Gráfico Analisando o gráfico seguinte concluímos que o padrão exigido pelo RQS foi suplantado em todas as ilhas, sendo que, em 4 das 9 ilhas (Santa Maria, Graciosa, Faial e Corvo), esse padrão foi superado em 5 pontos percentuais, sinónimo da eficácia revelada pelas equipas da EDA nessas ilhas. A execução atempada de ramais dos solicitados fez com que, no geral, a EDA superasse o limite mínimo de realização exigido em cerca de 4% relativamente a este indicado.

34 100% 99% 98% 97% 96% 95% 94% 93% 92% Santa Maria São Miguel Terceira Graciosa São Jorge Pico Faial Flores Corvo EDA Gráfico 3-19 Execução de pedidos de fornecimento de energia 34

35 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 Conforme estabelecido no ponto do Anexo 2 do RQS, no cálculo deste indicador não são consideradas as ligações em que o cliente solicite uma data de ligação posterior aos dois dias úteis regulamentarmente estabelecidos, sendo que 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 equipamentos de corte ao nível da portinhola, da caixa de coluna, a ligação ou montagem do contador de energia elétrica e do disjuntor de controlo de potência, ou ainda situações onde o contador já está montado. Relativamente a este indicador, podemos observar as variações verificadas entre a realização e o padrão exigido no RQS (90%) no Gráfico Assim, visto que a variação entre o padrão exigido e o resultado alcançado foi de 9,85%, fruto da total eficácia alcançada em 7 das 9 ilhas do Arquipélago, podemos comprovar que o padrão estipulado foi largamente ultrapassado, o que revela uma vez mais que também nesta matéria a EDA consolida a excelência que caracteriza o seu serviço. 100% 98% 96% 94% 92% 90% 88% 86% 84% Santa Maria São Miguel Terceira Graciosa São Jorge Pico Faial Flores Corvo EDA 35 Gráfico 3-20 Tempo médio de ligação

36 Percentagem de atendimentos com tempos de espera até 20 minutos nos centros de atendimento De acordo com o estipulado no ponto do Anexo 2 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. Este deve ser calculado para cada um dos três centros de atendimento com maior número de utentes. Assim sendo, a análise irá recair nas ilhas de São Miguel e Terceira, pois é nestas ilhas que se encontram os centros de atendimento com maior fluxo de clientes. A análise do Gráfico 3-21, que representa os desvios da realização face ao padrão exigido no RQS (90%), permite-nos concluir que a EDA não só cumpriu o limite estabelecido, como chegou a ultrapassá-lo em 8,64 pontos percentuais. 100% 98% 96% 94% 92% 90% 88% 86% 84% Matriz de Ponta Delgada Angra do Heroísmo Ribeira Grande Total Lojas Gráfico 3-21 Tempo de espera nos centros de atendimento até 20 minutos Percentagem de atendimentos com tempos de espera até 60 segundos no atendimento telefónico centralizado O indicador relativo ao atendimento 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, conforme está disposto no ponto do Anexo 2 do RQS. Atendendo a que o Gráfico 3-22 apresenta as diferenças verificadas entre a realização e o padrão estabelecido regulamentarmente (80%) no indicador Atendimentos com tempos de espera até 60 segundos no atendimento telefónico centralizado, concluímos que o padrão estipulado foi plenamente cumprido. O atendimento de chamadas (para um total de ), num espaço temporal inferior a 60 segundos, fez com que o padrão fosse largamente ultrapassado em 9,54 pontos percentuais, evidenciando uma vez mais a eficácia deste serviço. 36

37 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% Gráfico 3-22 Atendimento telefónico com tempos de espera inferiores a 60 segundos Percentagem de clientes com tempo de reposição de serviço até 4 horas, na sequência de interrupções de fornecimento acidentais Está estipulado no ponto do Anexo 2 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. É possível constatar, através dos desvios existentes entre a realização e o limite mínimo imposto no RQS (80%) que, para o indicador em estudo, o padrão regularmente estipulado foi amplamente superado. No ano de 2013 ocorreram interrupções em clientes da EDA, sendo que destas, apenas tiveram tempos de reposição de serviço superiores ao estipulado pelo RQS, perfazendo assim, ao nível do cumprimento do indicador, uma realização notável que atingiu o valor de 99,59%. 37

38 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% Santa Maria São Miguel Terceira Graciosa São Jorge Pico Faial Flores Corvo EDA Gráfico 3-23 Percentagem de clientes com reposição de serviço até 4 horas Percentagem de reclamações apreciadas e respondidas até 15 dias úteis Para o cálculo deste indicador devem ser consideradas todas as reclamações apresentadas, sejam elas de natureza comercial ou técnica, de acordo com o estabelecido no ponto do Anexo 2 do RQS. As variações existentes entre a realização e o padrão estabelecido no RQS (95%) encontram-se visíveis no Gráfico 3-24 e, através da análise do mesmo, concluímos que o indicador não só ultrapassou o padrão estipulado, como atingiu a sua plenitude. A realização global atingiu os 100%, dado que todas as reclamações apresentadas (1 721) foram apreciadas e respondidas dentro do prazo estipulado pelo RQS. 100% 99% 98% 97% 96% 95% 94% 93% 92% SMA SMG TER GRA SJG PIC FAI FLO COR Total Gráfico 3-24 Percentagem de reclamações apreciadas e respondidas até 15 dias úteis 38

39 100% 98% 96% 94% 92% 90% 88% 86% 84% Santa Maria São Miguel Terceira Graciosa São Jorge Pico Faial Flores Corvo EDA Gráfico 3-25 Percentagem de pedidos de informação respondidos até 15 dias úteis Percentagem de pedidos de informação, apresentados por escrito, respondidos até 15 dias úteis No que diz respeito aos pedidos de informação que a EDA recebeu por escrito, está estabelecido no RQS que 90% destes pedidos sejam respondidos até 15 dias úteis. Sabendo que o padrão estipulado pelo RQS para este indicador é de 90% e o desvio entre a realização e o padrão exigido (Gráfico 3-25) atinge os 10%, concluímos que o limite regulamentar foi cumprido integralmente, salientando que todos os pedidos de informação recebidos foram respondidos antes dos 15 dias úteis. Tal como previsto no ponto do Anexo 2 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 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 no RQS. Nos termos do RQS, os contadores dos clientes de baixa tensão devem ser lidos uma vez por cada ano civil. 39 Percentagem de clientes de baixa tensão normal cujo contador tenha sido objeto de pelo menos uma leitura durante o último ano civil

40 Ilha Contadores não lidos Santa Maria 19 São Miguel 497 Terceira 487 Graciosa 3 São Jorge 130 Pico 134 Faial 149 Flores 2 Corvo 0 EDA 1421 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 2.26, constata-se que o padrão foi cumprido em toda a Região, com um valor percentual de 98,78%, com exceção da ilha de S. Jorge, onde foi detetado um valor ligeiramente abaixo do regulamentado em 0,36%. Tabela 3-8 Contadores não lidos 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 Corvo EDA Gráfico 3-26 Contadores BTN com uma leitura 40

41 I ndicadores I ndiv iduais Padrões Visitas às instalações dos clientes Assistência técnica após comunicação, pelo cliente, de avaria na sua alimentação individual de energia eléctrica. Cumprimento do intervalo de 3 horas combinado para a realização da visita Início da intervenção nos seguintes prazos máximos: - Clientes de baixa tensão (BT): Zonas A e B - quatro horas; Zonas C - cinco horas; Restantes clientes - quatro horas. Retoma do fornecimento nos seguintes prazos máximos: Retoma do fornecimento de energia eléctrica após suspensão do serviço por facto imputável ao cliente. Tratamento de reclamações - Facturação ou Cobrança, características técnicas da tensão e funcionamento do equipamento de contagem. Até às 17 horas do dia seguinte àquele em que se verificou a regularização da situação, no caso dos clientes de BT; No período de 8 horas, a contar do momento. de regularização da situação, para os restantes clientes. Apreciação no prazo máximo de 15 dias úteis Tabela 3-9 Indicadores individuais e padrões da qualidade comercial Indicadores individuais Visando caraterizar e avaliar o desempenho que a entidade concessionária tem de assegurar a cada cliente, surgiram os indicadores individuais de relacionamento comercial. Os níveis mínimos exigidos estão previstos no artigo 37º do Regulamento de Qualidade de Serviço, assim como o pagamento de uma compensação monetária pelo incumprimento dos mesmos. O pagamento da referida compensação deve ser efetuado na primeira fatura emitida até 45 dias úteis após a data da ocorrência do facto que originou o direito à compensação. A Tabela 3-9 permite-nos observar os indicadores individuais da qualidade a avaliar no relacionamento comercial. Visitas às instalações dos clientes O procedimento corrente da estrutura de atendimento da EDA prevê que se informem os clientes no que se refere ao direito de opção que lhes assiste para poderem optar pela marcação de uma ordem programada (OPCC Ordem Programada com os Clientes), que garanta um intervalo de três horas, durante o qual os técnicos ao serviço da EDA assegurarão a sua presença para a realização de qualquer trabalho que exija também a presença dos clientes nos locais da instalação. Alternativamente, a EDA informa igualmente os clientes que poderão optar por ser contactados imediatamente antes de se dirigirem à instalação, combinando uma hora que possa melhor servir ambas as par-

42 tes, evitando esperas prolongadas e situações de absentismo que poderão sobretudo penalizar os clientes que não terão outra alternativa senão a de faltarem ao serviço ou a solicitarem dispensa do mesmo. A realidade física 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 técnicas, evitando-se deslocações infrutíferas às instalações dos clientes, possíveis atrasos nas visitas às instalações de outros clientes, bem como esperas excessivas por parte destes. Tendo em atenção o ano de 2013 e considerando o procedimento acima descrito, não se verificaram visitas às instalações dos clientes fora do intervalo de 3 horas previsto no RQS. Assistência técnica após comunicação, pelo cliente, de avaria na sua alimentação individual de energia elétrica De acordo com o art.º 35 do RQS sempre que a entidade concessionária do transporte e distribuição tenha conhecimento de OPCC avarias na 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. 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. Em 2013 foram identificadas 54 situações de incumprimento dos padrões definidos no art.º supracitado, das quais 26 são de clientes BTN com potência <=20,7 kva e 1 é de clientes com potência > 20,7 kva, e, de acordo com o nº 6 do art.º 47 do RQS, foi efetuado o pagamento de compensações no montante de 415,00. É ainda de realçar que, se a avaria comunicada à entidade concessionária se situar na instalação individual do cliente e for da sua responsabilidade, a entidade concessionária pode exigir-lhe o pagamento de uma quantia referente à deslocação efetuada (preço regulado). Responsabilidade do fora de interv alo Ilha Quantidade Fora de interv alo EDA Cliente Santa Maria São Miguel Terceira Graciosa São Jorge Pico Faial Flores Corvo Totais Tabela 3-10 Ordens programadas com o cliente

43 BTN BTE MT Ilha Número Valor ( ) Número Valor ( ) Número Valor ( ) Santa Maria , ,00 0 0,00 São Miguel , , ,17 Terceira , ,00 0 0,00 Graciosa , ,00 0 0,00 São Jorge , ,00 0 0,00 Pico , ,00 0 0,00 Faial , , ,00 Flores 13 97,50 0 0,00 0 0,00 Corvo 2 15,00 0 0,00 0 0,00 Total EDA , , ,17 Tabela 3-11 Compensações pagas pelos clientes Tal como nos mostra a Tabela 3-11, durante o ano de 2013 verificaram-se 959 avarias comunicadas que se situaram na instalação do cliente, sendo 912 referentes a clientes BTN, 45 a clientes BTE e 2 a clientes MT. Estas avarias deram origem a uma indemnização de 8 104,17 a favor da EDA, dos quais 7 965,00 de consumidores de baixa tensão (BTN 6 840,00 e BTE 1 125,00 ) e 139,17 de consumidores de média tensão. Retoma do fornecimento de energia elétrica após suspensão do serviço por facto imputável ao cliente Estão definidos no RQS os factos imputáveis aos clientes que podem levar à suspensão do fornecimento de energia elétrica. A partir do momento em que esteja ultrapassada a situação que levou à suspensão do serviço e liquidados os pagamentos determinados legalmente, a entidade concessionária de transporte e distribuição tem um prazo máximo para restabelecer o fornecimento de energia elétrica na instalação individual do cliente. Analisando a Tabela 3-12 podemos apurar que das reposições do fornecimento de energia elétrica efetuadas após suspensão do serviço por facto imputável ao cliente, apenas uma não foi efetuada dentro do prazo estipulado pelo RQS. 43

44 Dentro do prazo Número Fora do prazo (Nº) Ilha (Nº) Dentro do prazo (%) Santa Maria ,00 São Miguel ,00 Terceira ,00 Graciosa ,00 São Jorge ,00 Pico ,00 Faial ,00 Flores ,60 Corvo ,00 EDA ,99 Tabela 3-12 Retoma do fornecimento de energia elétrica após suspensão do serviço por facto imputável ao cliente Tratamento de reclamações relativas a faturação e cobranças Sempre que um cliente da concessionária do transporte e distribuição da RAA apresenta 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. De acordo com a Tabela 3-13, e da totalidade das 194 reclamações recebidas, verifica-se que não existiram reclamações respondidas fora do prazo, estando apenas 4 pendentes de resposta. 44

45 Ilha Santa Maria São Miguel Terceira Graciosa São Jorge Pico Faial Flores Corvo Total EDA Grupo de Respondidas dentro Respondidas fora Entradas Respondidas Acção do prazo do RQS do prazo do RQS Pendentes Facturação Cobrança Facturação Cobrança Facturação Cobrança Facturação Cobrança Facturação Cobrança Facturação Cobrança Facturação Cobrança Facturação Cobrança Facturação Cobrança Facturação Cobrança Tabela 3-13 Tratamento de reclamações relativas a faturação e cobranças Reclamações relativas às características técnicas da tensão Está estabelecido no artigo 43º do RQS que a entidade concessionária do transporte e distribuição deve dar resposta ao cliente, por escrito, informando que efetuou o 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. Quanto ao indicador em estudo, e segundo a Tabela 3-14, constata-se que das 39 reclamações recebidas apenas 2 estão pendentes de resposta, não se verificando nesta matéria casos de resposta fora do prazo estipulado pelo RQS. 45

46 Ilha Entradas Respondidas fora Respondidas do prazo do RQS Respondidas dentro do prazo do RQS (%) Pendentes Santa Maria São Miguel Terceira Graciosa São Jorge Pico Faial Flores Corvo Total EDA Tabela 3-14 Reclamações relativas às características técnicas da tensão Reclamações relativas a sistemas de contagem De acordo com o artigo 44º do RQS, as reclamações relativas ao funcionamento do equipamento de contagem devem ser acompanhadas da descrição de factos que coloquem em evidência a 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. Analisando a Tabela 3-15 conclui-se que, no ano de 2013, todas as reclamações efetuadas pelos clientes, relativas aos sistemas de contagem, obtiveram resposta dentro dos prazos limites estabelecidos no regulamento da qualidade de serviço. As três reclamações que estão pendentes encontram-se neste estado por motivos de validação técnica final. 46

47 Ilha Grupo de acção Sistema de Santa Maria Contagem São Miguel Terceira Graciosa São Jorge Pico Faial Flores Corvo Total EDA 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 Contagem Entradas Respondida s Respondidas fora do prazo do RQS Respondidas dentro do prazo do RQS (%) Pendentes Tabela 3-15 Reclamações relativas a sistemas de contagem Clientes com necessidades especiais Nos artigos 27º, 28º e 29º do Regulamento da Qualidade de Serviço estão estabelecidas um conjunto de regras destinadas a acautelar um relacionamento comercial com qualidade entre os operadores de rede/comercializadores e os clientes com necessidades especiais. Além de manter os contactos anteriormente estabelecidos com um vasto conjunto de associações de deficientes na RAA, a EDA encontra-se também a validar todos os dados fornecidos previamente pelas mesmas, de forma a garantir que a sua base de dados esteja permanentemente atualizada. Paralelamente, continuam a ser desenvolvidos esforços junto da Direção Regional de Solidariedade e Segurança Social e de outras entidades representativas dos interesses dos clientes alvo, com 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. 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 3-16 encontra-se disposto o número de clientes registado com necessidades especiais.

48 Ilha Concelho Auditivos Motores c\ Dependentes de Total cadeiras de Visuais equipamentos médicos rodas Santa Maria Vila do Porto Ponta Delgada Lagoa São Miguel Vila Franca do Campo 0 0 Povoação Nordeste Ribeira Grande Terceira Angra do Heroismo Praia da Vitoria Graciosa Santa Cruz da Graciosa 0 0 São Jorge Calheta S. Jorge Velas Lajes do Pico Pico Madalena São Roque do Pico 0 0 Faial Horta Flores Stª. Cruz das Flores 0 0 Lajes das Flores 0 0 Corvo Vila Nova do Corvo 0 0 EDA Tabela 3-16 Número de clientes com necessidades especiais registados 48

49 3.4. Ações mais relevantes para garantia da qualidade de serviço de âmbito comercial Política da Qualidade Decorrente do processo de certificação da condição de empresa acreditada segundo a norma ISO 9001, foram realizadas, como habitualmente, várias auditorias, incluindo a auditoria externa de acompanhamento da Certificação da atividade de comercialização de energia, potência e serviços conexos, levada a efeito pela SGS ICS, sendo os resultados inteiramente demonstrativos, uma vez mais, da excelência dos serviços oferecidos pela EDA. Upgrade tecnológico e funcional do call center da Eda Projeta-se, para 2014, estender a interação com os clientes mediante a preparação de listagens para emissão e envio em modo automático de SMS e/ou na expetativa de criação de eventual interface da aplicação que atualmente serve o Call Center com o Sistema de Gestão de Incidentes, designadamente para reporte atempado de interrupções programadas com afetação a locais de consumo. Novos terminais portáteis de leitura (TPL s) Em 2013 procedeu-se à alteração tecnológica dos TPL, assegurando maior capacidade de armazenamento de dados bem como de verificação e validação de situações relevantes para atividade comercial, tais como a coerência dos dados de leitura, potência contratada, registo de evidências que possam configurar possíveis fraudes e desfasamento horário dos contadores digitais. 49 Procedeu-se à alteração dos script de vozes para atendimento via Call Center, introduzindo a nova funcionalidade de call back passando a dispor-se de ações de outbound que ao logo de 2013 permitiram interagir com os clientes, potenciando a adesão à tarifa social e ao ASECE, a adesão à fatura eletrónica e ao EdaOnline, bem como alerta para potenciais situações de corte eminente por incumprimento do pagamento das faturas. Concretizou-se, conforme planeado, a gestão descentralizada do atendimento, com a deslocação de um atendedor do Call Center na ilha do Faial dispondo de acessos e funcionalidades integradas no objeto do atendimento telefónico da EDA. Em 2014 projeta-se a comunicação remota dos referidos terminais com o sistema central de gestão de leituras, permitindo transferência de dados sem necessidade de deslocação dos prestadores de serviço à EDA. Data aconselhável para o envio de leituras Em 2013 foi incluído nas nossas faturas um campo com informação relativa à data aconselhável para o envio de leituras por parte dos nossos clientes. A comunicação de leituras nas datas indicadas fará com que o consumo faturado seja exclusivamente baseado em leituras reais, não havendo a necessidade de recurso a estimativas.

50 Ações de caráter promocional junto dos clientes A EDA tem promovido e continuará a promover diversas iniciativas de sensibilização à utilização eficiente da eletricidade e da energia em geral, através de publicações disponibilizadas na sua rede comercial de lojas e centros de energia e informação prestada nos órgãos de comunicação social, bem como participação de técnicos da empresa em ações de sensibilização junto da comunidade estudantil. Ainda nesse âmbito, a EDA tem vindo a assumir um papel determinante no incentivo efetivo à aquisição de lâmpadas eficientes (lâmpadas LFC e LED), disponíveis de há alguns anos a esta parte em toda a nossa rede comercial de lojas, na promoção das tarifas bi e tri-horárias através da realização de projeções e simulações com base em dados reais de consumo dos clientes. Projeto Loja Móvel No prosseguimento de uma estratégia de maior aproximação aos clientes, a EDA deu continuidade ao Projeto Loja Móvel, mediante a utilização de viatura 100% elétrica, equipada e preparada para funcionar como loja comercial móvel, proporcionando aos clientes das zonas com maior dificuldade de acesso e dispersão geográfica na ilha de São Miguel, um serviço em tudo similar àquele que lhes é proporcionado na restante rede de lojas e centros de energia da EDA. Projeta-se em 2014, estender às ilhas Terceira, Pico e Faial a disponibilidade de uma Loja Comercial Móvel, estabelecendo parcerias com as autarquias locais e outras instituições, participando em eventos e iniciativas como feiras e exposições de natureza comercial e lúdica, promovendo e consolidando uma estratégia crescente de aproximação da EDA aos seus clientes. 50

51 4. 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 (MT) e distribuição em baixa tensão (BT), bem como indicadores individuais para as mesmas redes. 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 ficheiros anexos (Anexo III). Durante o ano de 2013 efetuou-se a atualização das zonas de qualidade de serviço, surgindo, pela primeira vez, uma zona de qualidade do tipo B na ilha Terceira. Na Região existem três níveis de qualidade de serviço, definidos no regulamento da qualidade de serviço, designadamente: zonas dos tipos A, B e C. Verifica-se uma forte concentração de PdE de MT em zonas do tipo C, com 70% do número total destes equipamentos. As zonas do tipo A e B apresentavam, a 31 de dezembro, 19 e 11%, respetivamente. Em 2013, na Região Autónoma dos Açores constata-se uma melhoria generalizada dos indicadores de qualidade de serviço, salvo para zonas do tipo B, por via das alterações referidas. O comportamento individual das várias ilhas da Região é distinto, verificandose situações de melhoria e, também, o inverso. No ano em análise verificaram-se 1559 ocorrências que afetaram PdE da rede MT, menos 6,2% do que o verificado em 2012, ou seja, menos 103 ocorrências. As ocorrências referidas deram origem a cerca de 24 mil interrupções em PdE da rede de distribuição MT, menos 20,9% do valor registado em 2013 (menos 4,2 mil interrupções). Face aos padrões estabelecidos no Regulamento da Qualidade de Serviço que vigorava em 2013, verifica-se o seu integral cumprimento, para todos os indicadores, tanto em média, como em baixa tensão. Ocorrências A significativa redução de ocorrências dos sistemas electroprodutores da Região resulta de uma igualmente significativa diminuição de ocorrências com origem nas redes. Face a 2012 constata-se uma variação de - 6,9% (-109) do número de ocorrências com origem nas redes, e um acréscimo de 6,5% (+6) do número de ocorrências com origem em centros produtores. Ocorrências Santa Maria São Miguel Terceira Graciosa São Jorge Pico Faial Flores Corvo Tabela 4-1 Evolução do número de ocorrências Das referidas 1559 ocorrências registadas em 2013, 69,5% dizem respeito a situações previstas (por: acordo com o cliente, razões de serviço e factos imputáveis ao cliente), mais 3,3% do que em 2012, tendo-se assistido a uma redução de 138 ocorrências devidas a situações imprevistas (-22,5%).

52 52 Ocorrências Previstas Imprevistas Previstas Imprevistas Santa Maria São Miguel Terceira Graciosa São Jorge Pico Faial Flores Corvo Tabela 4-2 Evolução do número de ocorrências por causa Previstas 11 Acordo c/ cliente 12 Razões de serviço 14 Fato Imputável ao Cliente Imprevistas 21 Fortuitas ou de força maior 23 Razões Serviço 24 Próprias 25 Reengates 26 Fato Imputável ao Cliente Das ocorrências registadas 18,0% são respeitantes situações imprevistas por causas próprias, 7,3% são reengates, 3% referem-se a casos fortuitos ou de força-maior e 1,6% deveram-se a deslastre de cargas por razões de segurança. incidentes mais expressivos de 2013, por causas próprias bem como por casos fortuitos ou de força-maior é efetuada no capítulo 6. Ao nível das diversas ilhas da Região, verifica-se uma redução de ocorrências, com exceção das ilhas de Santa Maria e Flores. Em Santa Maria constatou-se um aumento de ocorrências (112,2%) decorrentes de situações previstas (154,5%) e também de situações imprevistas (25,0%). Na ilha das Flores o aumento do número de ocorrências (15,6%) é resultado combinado do aumento verificado em situações previstas (81,0%) e da redução de situações imprevistas (- 16,3%). Apresenta-se de seguida uma breve análise à evolução das situações que originaram interrupções em 2013, quando comparadas com Uma análise mais detalhada dos 52

53 53 Ocorrências Produção Transporte Distribuição MT Distribuição BT Produção Transporte Distribuição MT Distribuição BT Santa Maria São Miguel Terceira Graciosa São Jorge Pico Faial Flores Corvo 8 4 Tabela 4-3 Evolução do n.º de ocorrências por origem 53 Em Santa Maria verificaram-se mais 50 ocorrências previstas por razões de serviço que em 2012 (mais 166,7%). Verificaram, também, mais quatro (25%) situações imprevistas, duas das quais devido a fatos fortuitos e de força maior e duas por razões de segurança. Durante 2013, na ilha de São Miguel, registaram-se menos 93 ocorrências que em 2012, menos 13,4%. A redução deu-se tanto ao nível de ocorrências previstas como imprevistas, salientando-se as reduções relativas a incidentes derivados de factos fortuitos ou de força maior e por causas próprias. Ao nível dos centros produtores apenas se assinala mais um deslastre por razões de segurança que em Na ilha Terceira, em 2013, constatou-se uma redução de ocorrências, quando comparado com No entanto, há assinalar o aumento de ocorrências previstas por razões de serviço (20,9%). Os incidentes reduziram cerca de 37,8%, tendo-se registado reduções significativas decorrentes de factos fortuitos ou de força maior (-55,6%), por causas próprias (-44,3%) e de deslastres (- 44,3%). O número de incidentes com origem em centros produtores reduziu cerca de 37,0% O número de incidentes registado na ilha Graciosa diminuiu 18,2%, enquanto as ocorrências previstas, para efeitos de intervenção nas redes, aumentaram 8,7%. Ao nível dos centros produtores verificaram-se mais seis incidentes que em 2012, por causas próprias. Em São Jorge contabilizou-se menos um incidente que no ano anterior, mantendose o número de situações previstas. Na ilha do Pico verificou-se uma redução de 8,8% do número de ocorrências registado, resultado de menos 11 incidentes que em Ainda que se tenha verificado uma redução do total de incidentes, o número destes com origem em centros produtores, central térmica (+3) e parque eólico (+2), aumentou quando comparado com 2012.

54 54 No Faial constata-se a redução do número total de ocorrências, menos 10 que em 2012, resultado combinado de menos 21 situações previstas e mais 11 incidentes. Em 2013, registou-se mais um incidente com origem na central térmica que no ano transato. A ilha das Flores apresenta, em 2013, menos 7 incidentes e mais 17 intervenções previstas, quando comparado com Registaram-se mais 4 incidentes com origem em centros produtores, 2 com origem na central térmica 1 no parque eólico e um na central hídrica. O Corvo totalizou em 2013, menos 4 incidentes que no ano anterior, tendo os 4 registados neste ano origem na central térmica. Interrupções na rede MT da RAA As ocorrências registadas no ano de 2013 deram origem a cerca de 24 mil interrupções que afetaram os pontos de entrega de média tensão da Região, das quais cerca de 8 mil referem-se a interrupções curtas (cerca de 4,7 mil são relativos a reengates) e cerca de 16 mil interrupções longas. N.º Interrupções Curtas Longas Total Tabela 4-4 Evolução do n.º de interrupções em PdE da rede MT na RAA Quando comparado com os valores de 2012, em 2013 registaram-se menos 22,9% interrupções em pontos de entrega da rede MT, sendo que as interrupções de curta duração viram o seu número reduzido em 26,5% e as interrupções de longa duração reduziram 20,9%. O número de interrupções com origem em centros produtores reduziu 18,3%, totalizando cerca de 9 mil. A redução de interrupções em PdE da rede MT tendo origem em centros produtores foi mais expressiva no que concerne a interrupções de curta duração (-52,8%), reduzindo, também, o número referente a interrupções de longa duração (-14,7%). As interrupções com origem nas redes atingiram cerca de 15 mil, menos 25,4% que em 2012, com uma repartição idêntica entre de curta e longa duração. A variação, face a 2012, foi de -23,7% interrupções de curta duração e -27,1% para interrupções de longa duração. Do valor total de interrupções, em pontos de entrega da rede de média tensão, 11,7% dizem respeito a interrupções previstas e os restantes 88,3% referem-se a incidentes nas redes ou centros produtores. As interrupções previstas são maioritariamente de longa duração (85,7%), sendo que as interrupções acidentais são, também, na sua maioria de longa duração, embora em menor escala (64,5%). As interrupções de curta duração foram maioritariamente decorrentes de situações imprevistas (95,0%) e 93,8% tiveram origem na própria rede de distribuição em média tensão. Registaram-se 492 interrupções imprevistas de duração curta, com origem em centros produtores. 54

55 55 N.º Interrupções Previstas Imprevistas Previstas Imprevistas Prod. Dist. MT Dist. BT Prod. Transp. Dist. MT Dist. BT Prod. Dist. MTDist. BT Prod. Transp. Dist. MTDist. BT Curtas Longas Total Tabela 4-5 Evolução do n.º de interrupções por origem e duração 55 Em 2013, registaram-se 400 interrupções previstas, de curta duração e com origem nas redes, para intervenções de manutenção, reparação ou investimento. Estas interrupções são, na sua maioria, relativas ao tempo necessário para ligar um grupo gerador móvel, para que os clientes não permaneçam sem energia durante todo o tempo da intervenção. As interrupções acidentais de curta duração são maioritariamente resultantes de reengates, 67,1% (religações automáticas após defeitos transitórios), cuja duração é inferior a um minuto, usualmente na ordem de milissegundos. As interrupções curtas, com origem em centros produtores, de natureza acidental, tiveram como principais causas situação internas a esses centros produtores (de material ou humanas), cerca de 73,8% e razões de segurança (26,2%). No decorrer de 2013, verificaram-se cerca de 16 mil interrupções de longa duração em pontos de entrega da rede de média tensão, sendo que cerca de 85,1% dizem respeito a situações acidentais. Das referidas interrupções a maioria, 53,4%, teve origem em centros produtores. N.º Interrupções Santa Maria Curtas Longas São Miguel Curtas Longas Terceira Curtas Longas Graciosa Curtas Longas São Jorge Curtas Longas Pico Curtas Longas Faial Curtas Longas Flores Curtas Longas Corvo Curtas 3 Longas Total Tabela 4-6 Evolução do n.º de interrupções por ilha

56 56 As interrupções longas com origem nas redes foram na sua maioria acidentais, com cerca de 54,7% devido a causas próprias e 15,2% desse número devido a factos fortuitos e de força maior. A Tabela 4-7 apresenta as interrupções, em cada ilha, em PdE da rede MT, com desagregação quanto à duração (curtas: 3 minutos; longas: > 3 minutos). O número total de interrupções da Região reduziu, quando comparado com 2012, verificando-se comportamentos distintos nas várias ilhas. Os crescimentos mais significativos, percentualmente, registaram-se nas ilhas de Santa Maria (65,3%), Faial (28,5%) e São Jorge (14,9%), enquanto os maiores decréscimos se registaram nas ilhas do Corvo (-50,0%), Terceira (43,1%) e Flores (31,4%). As interrupções curtas apresentam uma maior incidência em situações com origem nas redes, verificando-se um peso considerável dos centros produtores nas interrupções de longa duração. Relativamente às interrupções de longa duração constata-se uma predominância de interrupções desta natureza, com origem nas redes nas ilhas de Santa Maria, São Miguel, São Jorge e Flores, enquanto nas ilhas Terceira, Graciosa, Pico, Faial e Corvo são os centros produtores que mais contribuem para o número destas interrupções. N.º Interrupções 2013 Curtas Produção Distribuição MT Longas Inst. Cliente Produção Transporte Distribuição MT Inst. Cliente Santa Maria São Miguel Terceira Graciosa São Jorge Pico Faial Flores Corvo 4 Total Tabela 4-7 N.º de interrupções 2013 por tipo de duração e origem 56

57 57 N.º Interrupções 2013 Previstas Imprevistas Santa Maria São Miguel Terceira Graciosa São Jorge Pico Faial Flores Corvo 4 Total Tabela 4-8 N.º de interrupções longas por causa Previstas 11 Acordo c/ cliente 12 Razões de serviço 14 Fato Imputável ao Cliente Imprevistas 21 Fortuitas ou de força maior 23 Razões Serviço 24 Próprias 25 Reengates 26 Fato Imputável ao Cliente Pode-se verificar a desagregação das interrupções de duração longa, pela causa que as origina, através da Tabela 4-8. Constatase que existe uma preponderância de incidentes por causas próprias em todas as ilhas, exceto em Santa Maria onde prevalecem interrupções previstas por razões de serviço. Nas restantes ilhas os incidentes por causas próprias representam 39,3% a 86,9% das interrupções registadas, sendo que no Corvo a totalidade de interrupções tem esta natureza. 57 Nas ilhas de São Miguel e Flores verifica-se um contributo significativo de incidentes devidos a factos fortuitos ou de força-maior (14,4% e 22,0%, respetivamente). Na ilha do Pico sobressai o peso relativo a incidentes por razões de segurança, 20,3%.

58 Indicadores gerais Indicadores RT A rede transporte da RAA contempla 14 pontos de entrega à rede de distribuição em média tensão, 8 na ilha de São Miguel, 4 na ilha Terceira e 2 na ilha do Pico. Em 2013 apenas se registaram incidentes que afetaram pontos de entrega da rede de transporte da ilha do Pico. Verificou-se um total de 8 incidentes, das quais uma deveu-se a uma descarga atmosférica direta e as restantes a causas próprias. Os indicadores de continuidade que resultam destes incidentes podem ser consultados na Tabela 4-9. Registou-se uma frequência média de interrupção da RT, para a RAA, de 0,9 e uma duração média de 27,4 minutos. Evolução dos indicadores globais Conforme referido no início deste capítulo, verificou-se, em 2013, uma reclassificação de algumas zonas de qualidade, nomeadamente o surgimento de uma zona de qualidade do tipo B na ilha Terceira (zona urbana da Praia da Vitória). Por comparação com o ano 2012 verificase uma melhoria significativa dos indicadores de continuidade de serviço, salvo em zonas do tipo B, pelas razões já identificadas. Num horizonte de 5 anos, apenas 2011 apresenta indicadores ligeiramente melhores SAIFI RAA 17,4 13,5 8,2 10,8 8,5 TIEPI RAA 9:42 7:14 3:54 7:25 4:11 SAIDI RAA 13:03 10:04 4:59 9:54 5:34 ENF (MWh) TIE (min.) SAIFI (n.º) SAIDI (min.) Tabela 4-9 Indicadores da rede de transporte Indicadores gerais MT - RAA SARI (min.) Pico 23,7 283,1 6,5 191,5 29,5 RAA 23,7 19,1 0,9 27,4 29,5 Nesta secção será efetuada uma análise sucinta aos indicadores de continuidade de serviço de média tensão que resultam das interrupções longas analisadas no ponto anterior. Quer estes indicadores, quer os indicadores para interrupções curtas poderão ser consultados com mais detalhe no anexo III. Tabela 4-10 Indicadores de continuidade de serviço da RAA, para interrupções longas (SAIFI n.º; TIEPI e SAIDI - hh:mm) Os valores dos indicadores de continuidade de serviço são expressos em n.º para o SAIFI e horas e minutos para o TIEPI e o SAIDI. Evolução dos indicadores Zona Os indicadores de continuidade por zona de qualidade de serviço apresentam comportamento idêntico aos indicadores globais, demonstrando uma melhoria significativa face a Conforme anteriormente referido, estes indicadores apresentam uma variação inversa em zonas de qualidade do tipo B, pelo incremento de equipamentos em zonas com esta classificação. 58

59 59 SAIFI RAA A 8,7 6,9 4,3 6,1 3,8 B 8,2 6,8 4,2 2,4 5,1 C 20,2 15,5 9,4 12,3 10,2 TIEPI RAA A 3:57 3:47 2:21 4:39 2:08 B 3:21 3:34 1:22 1:05 3:16 C 13:15 9:19 4:54 9:21 5:38 SAIDI RAA A 5:00 4:41 2:56 5:58 2:16 B 3:44 3:24 1:12 0:52 3:23 C 15:37 11:46 5:40 11:17 6:48 Tabela 4-11 Evolução dos indicadores de continuidade de serviço da RAA, por zona, para interrupções longas (SAIFI n.º; TIEPI e SAIDI - hh:mm) Pela análise da Tabela 4-12 verifica-se uma maior frequência média de interrupções com origem em centros produtores do que nas redes. Por outro lado, a duração média e o tempo de interrupção equivalente da potência instalada são maiores para interrupções com origem nas redes. Salienta-se que os indicadores referidos incluem as interrupções necessárias para intervenções de serviço, para ações de manutenção, conservação e reparação. Ao nível da Região, os fatores mais preponderantes na frequência média de interrupções são as causas próprias e as razões de serviço, em todas as zonas de qualidade, sendo que em zonas do tipo B as razões de segurança se sobrepõem às razões de serviço. SAIFI RAA 2013 Prod. Transp. Dist. MT Dist. BT A 2,4 1,3 0,2 B 2,4 2,6 0,1 C 5,5 0,1 4,6 0,1 TIEPI RAA A 0:37 1:10 0:20 B 0:40 2:23 0:13 C 2:07 0:01 3:08 0:20 SAIDI RAA A 0:53 1:03 0:19 B 0:49 2:26 0:07 C 2:43 0:02 3:42 0:19 Tabela 4-12 Indicadores de continuidade de serviço da RAA, por zona e origem, para interrupções longas (SAIFI n.º; TIEPI e SAIDI - hh:mm) O tempo médio de interrupção da potência instalada variou entre duas horas e cinco horas e meia, com valores semelhantes para interrupções previstas e acidentais por causas próprias. O indicador de duração média das interrupções do sistema apresenta uma distribuição idêntica ao verificado para o TIEPI, no que respeita às causas que lhe dão origem. No entanto, em zonas de qualidade de tipo A e Cos incidentes por causas próprias tem um peso superior. 59

60 Previstas Imprevistas SAIFI RAA A 0,2 0,3 0,0 0,2 3,1 0,0 B 0,1 0,7 0,7 0,8 2,8 0,0 C 0,1 1,5 0,0 0,8 1,0 6,9 0,0 TIEPI RAA A 0:20 0:52 0:00 0:06 0:49 0:00 B 0:13 1:09 0:32 0:19 1:02 0:00 C 0:18 2:03 0:00 0:17 0:13 2:41 0:03 SAIDI RAA A 0:19 0:37 0:00 0:07 1:11 0:00 B 0:07 1:11 0:29 0:20 1:13 0:00 C 0:18 2:22 0:00 0:22 0:17 3:25 0:01 Padrões Considerando interrupções longas não abrangidas pelo nº 1 do artigo 13º do RQS, verifica-se um decréscimo dos indicadores gerais, exceto em zonas do tipo B. Por comparação com os padrões estabelecidos para os indicadores de continuidade de serviço verifica-se que estes foram inteiramente cumpridos. Tabela 4-13 Indicadores de continuidade de serviço da RAA, por zona e causa para interrupções longas (SAIFI n.º; TIEPI e SAIDI - hh:mm) Previstas 11 Acordo c/ cliente 12 Razões de serv iço 14 Fato Imp. Cliente Imprevistas 21 Fort. força maior 23 Razões Serv iço 24 Próprias 25 Reengates 26 Fato Imp. Cliente Padrão SAIFI RAA A 2,5 2,2 0,8 1,4 1,0 4,0 B 2,6 2,1 0,5 0,4 1,2 7,0 C 8,1 5,9 2,6 3,9 2,6 10,0 TIEPI RAA A 0:51 0:57 0:29 0:28 0:18 3:00 B 0:41 0:46 0:02 0:09 0:41 6:00 C 4:25 2:40 1:16 1:27 1:13 20:00 SAIDI RAA A 1:00 1:07 0:40 0:29 0:26 3:00 B 0:46 0:40 0:03 0:07 0:45 6:00 C 5:22 3:19 1:24 1:47 1:30 16:00 Tabela 4-14 Indicadores de continuidade de serviço da RAA, para interrupções longas, não abrangidas pelo artigo 13º do RQS (SAIFI n.º; TIEPI e SAIDI - hh:mm) 60

61 Indicadores MT - ilha TIEPI TIEPI Santa Maria C 4:51 2:55 4:18 2:07 12:07 São Miguel A 3:10 2:07 1:10 0:52 0:47 B 3:21 3:34 1:22 1:05 3:02 C 10:11 7:27 4:00 3:55 2:29 Terceira A 6:12 4:38 5:19 14:31 4:24 B 4:02 C 11:49 7:12 7:11 19:36 6:22 Graciosa C 2:59 7:20 9:20 10:36 4:25 São Jorge C 17:53 14:06 7:07 19:53 11:27 Pico C 22:19 21:27 3:04 14:39 10:23 Faial A 3:07 12:49 2:10 1:19 3:41 C 2:00 19:55 4:18 5:06 6:50 Flores C 4:36 10:59 5:11 17:09 11:48 Corvo C 1:00 3:26 0:41 1:00 0:55 Tabela 4-15 Evolução do TIEPI por ilha - interrupções longas (hh:mm) A tabela anterior apresenta a evolução do indicador TIEPI (hh:mm), por zona de qualidade de serviço, nas ilhas da RAA, para as interrupções longas, com origem nas redes e centros produtores, e todas as causas. As variações deste indicador em 2013, quando comparado com 2012, são significativamente melhores, salvo raras exceções: as zonas B pelas razões identificadas nas secções anteriores e as zonas C de Santa Maria e do Faial. TIEPI Santa Maria 2013 Prod. Transp. Dist. MT Inst. Cliente C 8:07:28 3:44:39 0:15:43 São Miguel A 0:02:01 0:21:49 0:23:39 B 0:25:22 2:21:07 0:15:38 C 0:26:58 1:42:41 0:20:12 Terceira A 1:04:09 3:05:20 0:15:26 B 1:29:04 2:30:45 0:02:43 C 2:07:02 3:41:23 0:34:12 Graciosa C 1:33:50 2:44:12 0:07:02 São Jorge C 1:59:01 9:26:22 0:01:58 Pico C 6:35:08 0:17:12 3:21:20 0:10:07 Faial A 2:53:47 0:27:25 0:20:39 C 4:37:02 2:02:24 0:10:47 Flores C 0:48:48 10:20:05 0:39:45 Corvo C 0:55:00 Tabela TIEPI interrupções longas por origem (hh:mm) A Tabela 4-16 apresenta o TIEPI para interrupções de duração longa, por origem. As interrupções com origem em redes de transporte e de baixa tensão têm pouca relevância no valor final deste indicador, sendo a rede de distribuição MT e os centros produtores as principais origens de interrupções que contribuem para o valor global deste indicador. A Tabela 4-17 apresenta o indicador TIEPI, para interrupções longas, com origem em centros produtores e redes, discriminado pelas causas que lhe dão origem.

62 62 Nas ilhas de Santa Maria, São Jorge e Flores destaca-se o valor do indicador por razões de serviço com um contributo menos relevante de interrupções acidentais. TIEPI 2013 Previstas Santa Maria Imprevistas C 0:15 9:47 0:40 0:03 1:20 São Miguel A 0:23 0:12 0:00 0:01 0:10 B 0:15 1:14 0:19 0:19 0:53 C 0:19 0:31 0:10 0:12 1:15 0:00 Terceira A 0:15 2:29 0:01 1:38 0:00 B 0:02 0:46 1:30 1:41 0:00 C 0:25 2:14 0:04 3:19 0:17 Graciosa C 0:07 1:31 0:03 0:02 2:40 São Jorge C 0:00 5:16 1:09 0:02 4:56 0:01 Pico C 0:10 2:49 0:00 0:08 0:31 6:44 Faial A 0:15 0:05 0:54 2:26 C 0:10 0:17 0:03 1:09 5:07 Flores C 0:39 5:56 2:24 0:27 2:19 Corvo C 0:55 Tabela 4-17 TIEPI - interrupções longas por causa (hh:mm) Previstas 11 Acordo c/ cliente 12 Razões de serv iço 14 Fato Imp. Cliente Imprevistas 21 Fort. força maior 23 Razões Serv iço 24 Próprias 25 Reengates 26 Fato Imp. Cliente Em São Miguel em zonas do tipo A o tempo deste indicador é maioritariamente devido a interrupções por acordo com o cliente e nas restantes zonas por incidentes de causa própria. Na ilha Terceira as interrupções que mais contribuem para este indicador estão relacionadas com razões de serviço e incidentes por causas próprias. Nesta ilha, em zonas do tipo B verifica-se um contributo significativo de interrupções acidentais por factos fortuitos ou de força maior. Nas ilhas Graciosa, Pico, Faial e Corvo as interrupções acidentais por causas próprias são o fator mais preponderante no valor do indicador. A evolução do indicador TIEPI para interrupções longas com origem nas redes, não abrangidas pelo artigo 13º do RQS, é apresentada na Tabela As ilhas de Santa Maria, São Jorge e Faial apresentam indicadores mais elevados que em anos transatos Evoluem em sentido inverso os valores deste indicador para as zonas A e C de São Miguel e Terceira, as ilhas Graciosa e Flores. A redução mais significativa dá-se na ilha do Pico. 62

63 63 TIEPI Padrão Santa Maria C 0:47 0:13 0:17 0:12 1:13 26:00 São Miguel A 0:50 0:41 0:15 0:19 0:09 3:00 B 0:41 0:46 0:02 0:09 0:47 8:00 C 3:48 1:59 1:10 1:06 1:00 26:00 Terceira A 0:57 1:45 1:16 0:58 0:35 3:00 B 0:13 8:00 C 5:18 2:49 1:48 1:42 1:17 26:00 Graciosa C 1:27 4:37 4:21 1:32 1:09 26:00 São Jorge C 9:03 2:22 1:39 0:33 3:00 26:00 Pico C 6:51 7:09 0:22 2:36 0:40 26:00 Faial A 0:42 0:35 0:00 0:00 0:27 C 5:05 2:06 0:34 0:03 1:40 26:00 Flores C 0:25 4:11 0:36 9:03 1:58 26:00 Tabela 4-18 Evolução do TIEPI - interrupções longas, não abrangidas pelo artigo 13º do RQS (hh:mm) 63

64 64 SAIFI A Tabela 4-19 apresenta a evolução da frequência média de interrupções em pontos de entrega da rede em média tensão, para as interrupções longas registadas em 2013, independentemente da origem e causa. SAIFI Santa Maria C 11,6 8,6 10,1 5,1 8,0 São Miguel A 5,6 3,6 1,6 1,6 1,1 B 8,2 6,8 4,2 2,4 4,3 C 14,1 12,8 7,4 8,3 6,0 Terceira A 13,9 10,4 8,5 14,1 6,6 B 6,8 C 28,5 17,5 14,7 21,1 11,7 Graciosa C 5,6 14,5 15,0 12,8 14,5 São Jorge C 33,0 16,5 7,4 10,7 14,8 Pico C 14,1 19,3 6,0 14,9 15,4 Faial A 7,5 11,3 3,7 2,7 7,3 C 53,7 24,9 9,7 11,9 14,8 Flores C 9,5 17,0 9,5 16,6 10,6 Corvo C 5,0 8,0 4,0 5,0 4,0 evoluções dificilmente comparáveis a anos anteriores. As ilhas de São Miguel, em zonas do tipo A e C, Flores e Corvo viram reduzir a frequência média de interrupções longas, com todas as origens e causas. Nas restantes ilhas o valor deste indicador cresce, face a SAIFI Santa Maria 2013 Prod. Transp. Dist. MT Inst. Cliente C 3,7 4,2 0,1 São Miguel A 0,2 0,7 0,1 B 1,7 2,5 0,1 C 2,4 3,5 0,1 Terceira A 4,3 2,2 0,1 B 3,8 2,9 0,0 C 8,3 3,3 0,1 Graciosa C 9,1 5,3 0,0 São Jorge C 3,2 11,5 0,0 Pico C 10,0 0,9 4,5 0,0 Faial A 5,7 1,1 0,5 C 9,0 5,7 0,1 Flores C 2,7 7,6 0,3 Corvo C 4,0 Tabela 4-19 Evolução do SAIFI - interrupções longas (n.º) Quando comparado com os valores registados em 2012, em 2013 este indicador apresenta evoluções distintas nas diversas ilhas. Pelas razões indicadas anteriormente os valores de zonas do tipo B apresenta Tabela 4-20 SAIFI - interrupções longas por origem (n.º) Na tabela anterior verifica-se que nas ilhas de São Miguel, São Jorge e Flores as interrupções com origem nas redes são as que mais contribuem para o valor da frequência média de interrupções verificada em

65 65 Nas restantes ilhas os centros produtores assumem essa preponderância. SAIFI Santa Maria 2013 Previstas Imprevistas C 0,1 4,8 0,3 0,5 2,4 São Miguel A 0,1 0,2 0,0 0,1 0,6 B 0,1 0,7 0,6 0,8 2,1 C 0,1 0,7 0,9 0,8 3,6 0,0 Terceira A 0,1 0,5 0,1 5,9 0,0 B 0,0 0,9 1,0 4,9 0,0 C 0,1 0,9 0,4 10,3 0,0 Graciosa C 0,0 0,7 0,8 0,8 12,3 São Jorge C 0,0 3,5 1,7 0,7 8,9 0,0 Pico C 0,0 2,5 0,0 0,7 3,1 9,0 Faial A 0,5 0,1 1,0 5,8 C 0,1 0,7 0,6 1,0 12,4 Flores C 0,3 2,1 2,4 1,6 4,2 Corvo C 4,0 por razões de serviço, os incidentes por causas próprias são o fator que mais contribui para o valor deste indicador. Salienta-se o peso expressivo no total do indicador relativo a interrupções por razões de segurança na ilha do Pico e devido a incidentes por factos fortuitos ou de força maior na ilha das Flores. A evolução do indicador SAIFI, para interrupções longas, não abrangidas pelo artigo 13º do RQS, é apresentada na Tabela Comparativamente a 2012 verifica-se uma melhoria deste indicador nas ilhas de São Miguel, Terceira, Graciosa, Pico e Flores, degradando-se nas restantes ilhas do arquipélago. Constata-se o total cumprimento dos padrões estabelecidos para este indicador. Tabela 4-21 SAIFI - interrupções longas por causa (n.º) O valor do indicador, pelas causas de interrupções que o compõem pode ser consultado na Tabela Com exceção da ilha de Santa Maria, onde se verifica que a frequência média de interrupções é predominantemente devido a situações previstas 65

66 66 SAIFI Padrão Santa Maria C 4,1 0,9 2,3 0,6 1,2 4,0 São Miguel A 2,1 1,6 0,4 0,6 0,5 4,0 B 2,6 2,1 0,5 0,4 1,2 8,0 C 6,9 5,4 1,9 3,8 2,0 12,0 Terceira A 3,4 3,5 1,7 3,1 1,7 4,0 B 1,1 8,0 C 13,3 6,8 3,5 4,6 2,4 12,0 Graciosa C 3,8 9,7 9,0 5,2 3,9 12,0 São Jorge C 13,3 5,4 3,3 2,4 6,3 12,0 Pico C 6,1 7,0 1,9 5,5 2,1 12,0 Faial A 1,7 1,1 0,0 0,0 1,1 4,0 C 8,1 5,8 2,2 0,8 4,4 12,0 Flores C 0,8 7,8 1,6 8,0 3,1 12,0 Tabela 4-22 Evolução do SAIFI - interrupções longas, não abrangidas pelo artigo 13º do RQS (n.º) 66

67 67 67 SAIDI Na tabela seguinte apresenta-se a evolução da duração média de interrupções de pontos de entrega da rede em média tensão, para todas as interrupções (curtas e longas; origem nas redes e centros produtores e todas as causas). SAIDI Santa Maria C 6:03 3:30 4:27 2:18 13:25 São Miguel A 3:30 2:20 1:09 0:51 0:54 B 3:44 3:24 1:12 0:52 2:58 C 12:03 9:30 4:43 4:23 2:45 Terceira A 7:44 5:22 5:53 15:16 3:47 B 4:18 C 13:07 8:17 7:33 22:10 6:02 Graciosa C 3:04 9:20 10:56 10:08 4:47 São Jorge C 20:24 17:04 7:45 0:41 12:37 Pico C 22:39 22:13 4:06 15:51 12:11 Faial A 3:29 12:52 2:11 1:17 3:40 C 3:13 19:52 3:55 4:45 6:58 Flores C 4:56 16:51 6:27 18:37 15:55 Corvo C 1:00 3:26 0:41 1:00 0:55 Tabela 4-23 Evolução do SAIDI - interrupções longas (hh:mm) Pela análise da tabela anterior verifica-se que a duração média das interrupções, para todas as origens e naturezas de causas, em PdE da rede de média tensão apresenta reduções, face a 2012, nas ilhas Terceira, Graciosa, Pico, Flores, Corvo e zonas do tipo C em São Miguel. Nas restantes ilhas destaca-se o crescimento verificado em Santa Maria e São Jorge. Pela análise da Tabela 4-24, que apresenta os valores deste indicador para interrupções longas, verifica-se que as redes de distribuição MT e os centros produtores se constituem como as principais origens de interrupções que contribuem para o valor final deste indicador. Destaca-se o valor, para interrupções com origem em centros produtores em várias ilhas, que assumem um peso importante na duração média das interrupções. SAIDI Santa Maria 2013 Prod. Transp. Dist. MT Inst. Cliente C 8:08 5:09 0:07 São Miguel A 0:02 0:32 0:19 B 0:27 2:24 0:06 C 0:34 1:54 0:17 Terceira A 1:22 2:03 0:21 B 1:35 2:33 0:10 C 2:33 3:01 0:27 Graciosa C 1:49 2:53 0:04 São Jorge C 2:02 10:33 0:01 Pico C 7:13 0:20 4:33 0:03 Faial A 2:56 0:27 0:16 C 4:43 2:11 0:03 Flores C 0:39 12:18 2:56 Corvo C 0:55 Tabela 4-24 SAIDI - interrupções longas por origem (hh:mm)

68 68 Na Tabela 4-25 apresentam-se os valores do indicador SAIDI, para interrupções longas, discriminado por causas, com origem nas redes e centros produtores. Através desta tabela conclui-se que as interrupções previstas por razões de serviço têm um maior contributo no valor do indicador em Santa Maria, São Jorge, Flores e nas zonas B de São Miguel. SAIDI Santa Maria 2013 Previstas Imprevistas C 0:07 10:35 0:49 0:02 1:50 São Miguel A 0:19 0:17 0:00 0:01 0:15 B 0:06 1:11 0:20 0:20 0:59 C 0:16 0:32 0:10 0:15 1:30 0:00 Terceira A 0:21 1:19 0:01 2:04 0:00 B 0:10 1:11 0:59 1:53 0:03 C 0:22 1:17 0:07 4:09 0:05 Graciosa C 0:04 1:43 0:03 0:03 2:51 São Jorge C 0:00 6:07 1:14 0:03 5:11 0:00 Pico C 0:02 3:54 0:00 0:10 0:40 7:23 Faial A 0:15 0:01 0:55 2:28 C 0:03 0:18 0:04 1:10 5:21 Flores C 2:56 6:21 3:27 0:23 2:45 Corvo C 0:55 Nas zonas de tipo A de São Miguel a maioria do tempo regista deve-se a interrupções previstas por acordo com o cliente. Nas restantes zonas/ilhas verifica-se uma preponderância de incidentes por causas próprias. A evolução do indicador SAIDI, para interrupções longas, não abrangidas pelo artigo 13º do RQS, é apresentada na Tabela 4-26 Comparativamente a 2012, verifica-se um decréscimo generalizado do valor do indicador à exceção das ilhas de Santa Maria, São Jorge e Faial. Os padrões estabelecidos regulamentarmente foram plenamente cumpridos. Tabela 4-25 SAIDI - interrupções longas por causa (hh:mm) Previstas 11 Acordo c/ cliente 12 Razões de serv iço 14 Fato Imp. Cliente Imprevistas 21 Fort. força maior 23 Razões Serv iço 24 Próprias 25 Reengates 26 Fato Imp. Cliente 68

69 69 SAIDI Padrão Santa Maria C 1:10 0:22 0:23 0:10 1:44 3:00 São Miguel A 0:53 0:44 0:16 0:15 0:14 3:00 B 0:46 0:40 0:03 0:07 0:53 8:00 C 5:20 2:35 1:16 1:17 1:11 20:00 Terceira A 1:15 1:51 1:29 1:00 0:43 3:00 B 0:22 8:00 C 5:29 3:21 1:55 2:14 1:42 20:00 Graciosa C 2:21 5:44 4:41 1:32 1:05 20:00 São Jorge C 10:20 2:30 2:01 0:48 3:12 20:00 Pico C 6:55 6:51 0:28 3:14 0:49 20:00 Faial A 0:42 0:34 0:00 0:00 0:27 3:00 C 5:20 2:28 0:46 0:04 1:48 20:00 Flores C 0:34 5:21 1:01 8:56 2:29 20:00 Tabela 4-26 SAIDI - interrupções longas, não abrangidas pelo artigo 13º do RQS (hh:mm) 69 END O indicador estimativa de energia não distribuída segue, invariavelmente, o comportamento do TIEPI, consequência do seu método/fórmula de cálculo. A tabela seguinte apresenta a evolução da END por ilha para interrupções longas, podendo encontrar-se a desagregação por origem e causas no anexo III. END (MWh) Santa Maria 11,3 7,2 10,3 4,8 27,7 São Miguel 352,0 267,2 139,8 123,9 95,5 Terceira 225,3 147,8 153,5 414,4 123,6 Graciosa 4,5 11,5 14,1 15,7 6,5 São Jorge 137,7 48,9 24,7 66,8 37,6 Pico 112,0 113,0 16,3 73,4 52,3 Faial 76,6 92,8 17,9 16,3 27,1 Flores 6,1 14,9 6,8 21,2 14,8 Corvo 0,2 0,5 0,1 0,2 0,1 Tabela 4-27 Estimativa de energia não distribuída em 2013 (MWh)

70 70 INDICADORES BT A secção que se segue pretende apresentar os valores chave, e análise breve, das interrupções e indicadores de continuidade de serviço em baixa tensão e sua evolução face a Uma informação mais detalhada sobre os indicadores aqui apresentados pode ser consultada no anexo III. Interrupções Em 2013, na RAA, registaram-se 1,5 milhões de interrupções em pontos de entrega da rede de baixa tensão, menos 22,5% que o valor registado em Destas interrupções cerca de 520 mil correspondem a interrupções de curta duração e 1 milhão a interrupções de longa duração. Do valor total destas interrupções 21,2% dizem respeito a micro-cortes. N.º Interrupções Curtas Longas Total Tabela 4-28 N.º de interrupções em PdE da rede BT (em milhares) A evolução de interrupções de curta e longa duração é semelhante, com -22,3% e 22,6%, respetivamente. Graciosa e Corvo, também apresentam reduções, -22,8%, -0,4% e -21,2%, respetivamente. N.º Interrupções Santa Maria Curtas 5,5 6,9 7,6 8,0 14,7 Longas 38,7 30,5 37,4 18,2 32,3 São Miguel Curtas 205,4 228,7 164,1 229,9 194,5 Longas 679,0 611,2 380,1 397,3 289,5 Terceira Curtas 584,4 576,5 308,0 382,7 271,6 Longas 610,2 413,7 354,4 524,4 282,5 Graciosa Curtas 16,2 48,0 15,3 14,3 8,7 Longas 16,1 44,9 44,8 40,4 45,9 São Jorge Curtas 13,3 9,8 15,5 17,7 6,2 Longas 172,4 85,2 37,9 58,4 78,3 Pico Curtas 9,6 19,4 5,3 10,0 17,0 Longas 132,3 183,7 62,0 147,2 151,9 Faial Curtas 10,8 7,6 6,6 3,9 5,5 Longas 259,1 151,8 57,6 64,5 92,1 Flores Curtas 1,2 5,0 4,0 1,7 1,6 Longas 21,1 40,3 25,5 43,0 27,8 Corvo Curtas - - 0,2 0,6 0,1 Longas 1,6 3,0 2,5 1,9 1,8 Tabela 4-29 Evolução do n.º de interrupções em PdE da rede BT na RAA (em milhares) As ilhas de Santa Maria, São Jorge, Pico e Faial registam um aumento de interrupções, mais relevante no caso das ilhas de Santa Maria (79,1%) e Faial (42,6%). A maior redução verifica-se na ilha Terceira (-38,9%), seguida da ilha das Flores que teve uma redução de 34,2%. As ilhas de São Miguel, Tabela 4-29 apresenta as interrupções, em cada ilha, em PdE da rede de baixa tensão, com desagregação quanto à duração (curtas: 3 minutos; longas: > 3 minutos). 70

71 71 Da tabela anterior salienta-se o aumento de interrupções curtas e longas de Santa Maria (84,4% e 76,8%) e de interrupções de curta duração no Pico (70,2%). Em sentido inverso, destaca-se a redução de interrupções de longa duração na Terceira (-46,1%) e as reduções verificadas em interrupções de curta duração nas ilhas do Corvo (- 81,3%) e São Jorge (-65,1%). As interrupções longas registadas em 2013 são apresentadas na Tabela 4-30, com a desagregação pela causa que lhes dão origem. N.º Interrupções 2013 Previstas Imprevistas Santa Maria São Miguel Terceira Graciosa São Jorge Pico Faial Flores Corvo 1837 segurança, atingindo 20,2% do número total de interrupções na ilha do Pico. Na ilha das Flores os incidentes por casos fortuitos ou de força maior têm uma expressão significativa no valor total de interrupções (23,4%). Indicadores de continuidade BT Esta secção analisará os indicadores de continuidade de baixa tensão, para as interrupções longas verificadas em RAA Como mencionado em secções anteriores, a reclassificação de zonas de qualidade verificada em 2013, sobretudo no que respeita a zonas de tipo B, dificulta a comparação de indicadores de qualidade de serviço em zonas deste tipo. Com exceção de zonas de tipo B, verificase uma melhoria expressiva nos indicadores de continuidade BT da Região. Esta redução foi de 37,2% e 28,8% para o SAIFI, em zonas do tipo A e C, respetivamente. Para o indicador SAIDI as variações foram, para zonas A e C, -65,1% e 50,6%, respetivamente. Tabela 4-30 N.º de interrupções longas em PdE da rede BT Previstas 11 Acordo c/ cliente 12 Razões de serv iço 14 Fato Imp. Cliente Imprevistas 21 Fort. força maior 23 Razões Serv iço 24 Próprias 25 Reengates 26 Fato Imp. Cliente Na RAA, a maioria das interrupções que se deram em 2013 tem origem em incidentes por causas próprias, excetuando a ilha de Santa Maria, onde a maioria das interrupções registadas em pontos de entrega de baixa tensão se deveu a razões de serviço. Nas ilhas Graciosa, Pico e Faial a segunda causa de interrupções refere-se a razões de SAIFI EDA A 7,9 6,2 3,4 4,9 3,4 B 8,6 7,0 4,4 2,9 4,3 C 20,0 15,7 10,0 13,0 9,4 SAIDI EDA A 3:59 4:15 2:07 4:42 1:37 B 3:44 3:56 1:01 0:42 1:40 C 14:36 10:24 5:09 10:45 5:16 Tabela 4-31 Indicadores de continuidade de serviço BT da RAA, para interrupções longas (SAIFI n.º; SAIDI hh:mm)

72 72 A Tabela 4-32 apresenta os indicadores de continuidade BT da RAA resultantes de interrupções longas, por origem. A duração média de interrupções, para interrupções de longa duração, tem, em zonas do tipo A, uma divisão quase equitativa entre as interrupções com origem nas redes e centros produtores, verificando-se preponderância de interrupções com origem nas redes, para as zonas do tipo B e C. A frequência média de interrupções apresenta como principais origens os centros produtores, em zonas A e C, e as redes para as zonas do tipo B. SAIFI EDA 2013 Prod. Transp. Dist. MT Dist. BT In.cliente A 2,0 1,2 0,1 0,0 B 1,9 2,3 0,1 0,0 C 4,9 0,1 4,3 0,2 0,0 SAIDI EDA A 0:48 0:35 0:13 0:00 B 0:32 1:01 0:06 0:00 C 2:16 0:02 2:46 0:10 0:00 Tabela 4-32 Indicadores de continuidade de serviço BT da RAA, para interrupções longas, por origem (SAI-FI n.º; SAIDI hh:mm) SAIFI EDA 2013 Previstas Imprevistas A 0,0 0,4 0,0 0,0 0,2 2,7 0,0 B 0,0 0,8 0,5 0,4 2,6 0,0 C 0,0 1,4 0,0 0,5 0,8 6,6 0,0 SAIDI EDA A 0:00 0:22 0:00 0:00 0:09 1:05 0:00 B 0:00 0:17 0:19 0:09 0:54 0:00 C 0:00 1:38 0:00 0:17 0:15 3:06 0:00 Tabela 4-33 Indicadores de continuidade de serviço BT da RAA, para interrupções longas, por causa (SAIFI n.º; SAIDI hh:mm) Previstas 11 Acordo c/ cliente 12 Razões de serv iço 14 Fato Imp. Cliente Imprevistas 21 Fort. força maior 23 Razões Serv iço 24 Próprias 25 Reengates 26 Fato Imp. Cliente O valor dos indicadores gerais de continuidade de serviço, no que respeita às causas das interrupções que os originam - Tabela 4-33 tem com principais causas os incidentes de causas próprias. O segundo principal fator no valor dos indicadores são as interrupções previstas por razões de serviço, em zonas A e C. Nas zonas do tipo C verifica-se que as situações fortuitas ou de força maior ocupam essa posição Padrões SAIFI EDA A 2,2 2,0 0,7 1,3 0,9 4,0 B 3,0 2,0 0,5 0,6 1,1 7,0 C 8,4 6,3 3,0 4,4 2,7 10,0 SAIDI EDA A 1:06 1:09 0:26 0:27 0:25 6:00 B 0:57 0:50 0:07 0:08 0:31 10:00 C 5:36 3:32 1:42 1:57 1:25 20:00 Tabela 4-34 Indicadores de continuidade de serviço de BT da RAA, para interrupções longas, não abrangidas pelo artigo 13º do RQS (SAIFI n.º; SAIDI hh:mm) 72

73 73 Na Tabela 4-34, onde se podem consultar os indicadores SAIFI e SAIDI das redes em BT da RAA, para interrupções longas, com origem nas redes e não abrangidas pelo artigo 13º do RAQS, constata-se uma redução do valor dos indicadores, exceto em zonas do tipo B, onde se registaram incrementos significativos. Os padrões estabelecidos no RQS para estas interrupções foram cumpridos. 73

74 74 Indicadores BT ilhas SAIFI A Tabela 4-35 apresenta a evolução da frequência média de interrupções de longa duração, por ilha, para pontos de entrega em baixa tensão, independentemente das causas ou origens. SAIFI Santa Maria C 11,2 8,7 10,3 5,0 8,8 São Miguel A 5,9 3,8 1,7 1,8 0,8 B 8,6 7,0 4,4 2,9 3,5 C 14,1 12,9 8,1 8,7 5,5 Terceira A 10,2 7,6 6,3 11,8 6,1 B 7,6 C 29,1 18,6 15,7 22,1 10,8 Graciosa C 5,2 14,2 13,9 12,6 14,4 São Jorge C 31,6 15,3 6,6 10,2 13,8 Pico C 15,3 20,6 6,8 16,1 16,5 Faial A 10,8 12,5 3,8 2,8 7,5 C 53,4 25,6 10,3 12,6 15,6 Flores C 9,2 16,9 10,6 18,1 11,9 Corvo C 6,5 11,8 10,0 7,3 7,1 Tabela 4-35 Evolução do SAIFI BT - interrupções longas (n.º) Pela análise da Tabela 4-36 constata-se que, na generalidade dos casos, as interrupções dos pontos de entrega da rede em baixa tensão têm origem a montante desta rede, ou seja, as redes de distribuição MT e rede de transporte, bem como os centros produtores. Desta forma, o comportamento dos indicadores gerais de continuidade de serviço da rede de baixa tensão segue, invariavelmente, o dos indicadores homónimos da rede MT. SAIFI 2013 Santa Maria Prod. Transp. Dist. MT Dist. BT In.cliente C 4,1 4,4 0,3 0,0 São Miguel A 0,2 0,6 0,0 0,0 B 1,3 2,1 0,0 0,0 C 2,1 3,3 0,0 0,0 Terceira A 3,4 2,4 0,3 0,0 B 4,0 3,4 0,2 0,0 C 7,4 3,0 0,4 0,0 Graciosa C 9,1 5,2 0,1 0,0 São Jorge C 3,1 10,6 0,1 0,0 Pico C 10,5 1,0 4,9 0,2 0,0 Faial A 6,1 1,3 0,1 0,0 C 9,3 6,2 0,1 0,0 Flores C 3,1 8,7 0,1 0,0 Corvo C 5,9 0,4 0,7 Tabela 4-36 SAIFI BT - interrupções longas, por origem (n.º) Em 2013 verifica-se uma redução deste indicador nas ilhas de São Miguel e Terceira, exceto zonas do tipo B, e nas Flores e Corvo e crescimentos nas restantes ilhas da Região. Nessas ilhas destaca-se o comportamento negativo em zonas do tipo A do Faial, onde este indicador apresenta um incremento de 174,2% face a 2012, e em 74

75 75 75 Santa Maria onde a variação é da ordem de 57,7%. SAIFI Santa Maria 2013 Previstas Imprevistas C 0,0 5,2 0,2 0,6 2,8 0,0 São Miguel A 0,0 0,2 0,0 0,0 0,1 0,5 B 0,0 0,7 0,4 0,5 1,9 C 0,0 0,7 0,4 0,7 3,6 0,0 Terceira A 0,0 0,9 0,1 5,2 B 0,0 1,2 1,0 5,4 0,0 C 0,0 1,1 0,4 9,3 0,0 Graciosa C 0,0 0,5 0,0 0,8 13,1 São Jorge C 0,0 3,3 1,1 0,6 8,7 0,0 Pico C 0,0 3,0 0,0 0,5 3,3 9,7 0,0 Faial A 0,0 0,2 0,0 1,0 6,3 0,0 C 0,0 0,8 0,4 1,0 13,3 0,0 Flores C 0,0 2,5 2,8 1,9 4,8 Corvo C 7,1 Tabela 4-37 SAIFI BT - interrupções longas, por causa (n.º) Previstas 11 Acordo c/ cliente 12 Razões de serv iço 14 Fato Imp. Cliente Imprevistas 21 Fort. força maior 23 Razões Serv iço 24 Próprias 25 Reengates 26 Fato Imp. Cliente O SAIFI BT, para interrupções longas, tem, como esperado, uma forte concentração em interrupções com origem em centros produtores e nas redes em média tensão. Nas ilhas Santa Maria, São Miguel, São Jorge e Flores predominam as interrupções com origem nas redes (de distribuição MT), nas restantes ilhas a maioria da frequência média de interrupções tem origem em centros produtores. Na ilha de Santa Maria cerca de 59,5% do valor deste indicador resulta de interrupções previstas por razões de serviço, nas restantes ilhas predominam os incidentes por causas próprias, com valores que oscilam entre os 40,2% na ilha das Flores e os 100% na ilha do Corvo. SAIFI Santa Maria Padrões C 4,5 1,0 2,7 0,7 1,3 13,0 São Miguel A 2,3 1,8 0,5 0,6 0,4 4,0 B 3,0 2,0 0,5 0,6 1,0 9,0 C 7,0 5,8 2,3 4,3 2,2 13,0 Terceira A 2,1 2,6 1,4 3,0 1,8 4,0 B 1,4 9,0 C 13,5 7,6 4,3 5,1 2,3 13,0 Graciosa C 3,5 9,7 8,9 5,4 4,8 13,0 São Jorge C 12,5 4,9 2,8 2,3 6,2 13,0 Pico C 7,1 7,5 2,1 6,2 2,6 13,0 Faial A 2,2 1,7 0,2 0,1 1,2 4,0 C 8,5 6,0 2,4 0,9 5,0 13,0 Flores C 1,0 7,9 1,8 8,5 3,5 13,0 Corvo C 0,9 2,9 1,8 0,3 1,1 13,0 Tabela 4-38 SAIFI BT, para interrupções longas, não abrangidas pelo artigo 13º do RQS (n.º) Para as interrupções longas, não tendo origem em centros produtores e não abrangidas pelo artigo 13º do RQS, apresenta-se o valor do indicador SAIFI para

76 76 cada uma das ilhas da RAA na Tabela Face a 2012 verifica-se um aumento do indicador nas ilhas de Santa Maria (80%), zonas B de São Miguel (70,2%), São Jorge (168,8%), Faial zona A (756,2%), Faial zona C (431,9%) e Corvo (271,1%). As restantes ilhas/zonas de qualidade de serviço apresentam variações negativas: São Miguel zonas A (-42,9%), zonas C (-48,7%), Terceira zonas A e C (-38,7% e -54,9%, respetivamente), Graciosa (-11,0%), Pico (-58,3%) e Flores (-59%). Embora em algumas ilhas se tenha registado um valor deste indicador mais elevado que em 2012, os padrões de qualidade estabelecidos foram totalmente cumpridos. SAIDI A Tabela 4-39 apresenta a evolução do indicador SAIDI, para interrupções longas dos PdE da rede BT. Quando comparados com os valores registados em 2012, os valores da duração média de interrupções, para PdE da rede BT, exibem variações muito distintas entre as várias ilhas da Região. As variações positivas mais significativas deram-se nas ilhas de Santa Maria (522,8%), zonas A do Faial (235,8%) e Corvo (118,2%). As ilhas e zonas que apresentam melhorias mais significativas deste indicador são as zonas A e C da ilha Terceira (-78,0% e - 80,7%, respetivamente) e a ilha Graciosa (- 57,0%). SAIDI Santa Maria C 4:55 3:28 4:13 2:02 12:43 São Miguel A 3:18 1:55 0:40 0:27 0:13 B 3:44 3:56 1:01 0:42 1:05 C 10:08 7:08 3:16 2:58 1:46 Terceira A 4:37 3:54 4:53 14:18 3:09 B 3:57 C 13:50 7:53 7:48 23:15 4:28 Graciosa C 1:56 8:07 8:58 9:35 4:07 São Jorge C 18:40 15:05 6:29 21:33 11:39 Pico C 23:18 23:43 5:50 16:12 13:40 Faial A 5:15 13:36 2:03 1:07 3:47 C 3:07 20:01 3:57 4:57 7:22 Flores C 4:58 20:04 7:17 18:48 13:26 Corvo C 3:31 4:43 6:37 1:32 3:21 Tabela 4-39 Evolução do SAIDI BT - interrupções longas (hh:mm) As interrupções com origem em centros produtores foram as que mais contribuíram para o valor do indicador SAIDI de 2013 nas ilhas: Santa Maria, Pico, Faial, Corvo e nas zonas do tipo C da ilha Terceira. Nas restantes ilhas e zonas de qualidade a rede de distribuição em média tensão constitui-se como a principal origem de interrupções no valor deste indicador. 76

77 77 SAIDI 2013 Santa Maria Prod. Transp. Dist. MT Dist. BT In.cliente C 8:19 4:03 0:19 0:00 São Miguel A 0:02 0:09 0:01 0:00 B 0:17 0:44 0:03 0:00 C 0:29 1:13 0:03 0:00 Terceira A 1:04 1:23 0:40 0:00 B 1:32 2:07 0:17 0:00 C 2:19 1:45 0:23 0:00 Graciosa C 1:50 2:11 0:04 0:00 São Jorge C 1:56 9:37 0:05 0:00 Pico C 7:35 0:22 5:23 0:19 0:00 Faial A 3:10 0:30 0:06 0:00 C 4:54 2:20 0:06 0:00 Flores C 0:36 12:38 0:10 0:00 Corvo C 2:20 0:29 0:32 Tabela 4-40 SAIDI BT - interrupções longas, por origem (hh:mm) As principais causas de interrupção, que contribuem para o valor total da duração média de interrupções do sistema, são as razões de serviço nas ilhas de Santa Maria, São Jorge e Flores. Nas restantes ilhas os incidentes por causas próprias têm um peso mais expressivo. SAIDI Santa Maria 2013 Previstas Imprevistas C 0:00 10:32 0:24 0:03 1:42 0:00 São Miguel A 0:00 0:01 0:00 0:00 0:01 0:10 B 0:00 0:09 0:10 0:12 0:33 C 0:00 0:07 0:07 0:13 1:18 0:00 Terceira A 0:00 1:11 0:02 1:54 B 0:00 0:47 0:54 2:14 0:00 C 0:00 0:35 0:08 3:44 0:00 Graciosa C 0:00 0:29 0:00 0:03 3:34 São Jorge C 0:00 5:29 0:59 0:02 5:08 0:00 Pico C 0:00 4:54 0:00 0:10 0:43 7:51 0:00 Faial A 0:00 0:01 0:00 0:57 2:48 0:00 C 0:00 0:21 0:02 1:11 5:45 0:00 Flores C 0:00 5:50 3:59 0:19 3:15 Corvo C 3:21 Tabela 4-41 SAIDI BT - interrupções longas, por causa (hh:mm) Previstas 11 Acordo c/ cliente 12 Razões de serv iço 14 Fato Imp. Cliente Imprevistas 21 Fort. força maior 23 Razões Serv iço 24 Próprias 25 Reengates 26 Fato Imp. Cliente O indicador SAIDI, para interrupções longas não tendo como origem centros produtores e não abrangidas pelo artigo 13º do RQS pode ser consultado na Tabela

78 78 SAIDI Padrões Santa Maria C 1:14 0:29 0:43 0:14 1:34 24:00 São Miguel A 1:09 0:53 0:19 0:14 0:09 6:00 B 0:57 0:50 0:07 0:08 0:28 12:00 C 5:22 2:43 1:31 1:19 1:02 24:00 Terceira A 1:02 1:44 0:51 1:03 0:50 6:00 B 0:42 12:00 C 6:15 3:51 2:29 2:42 1:33 24:00 Graciosa C 1:39 5:09 4:29 1:39 1:47 24:00 São Jorge C 9:57 2:38 1:44 0:41 3:14 24:00 Pico C 7:03 7:36 0:42 3:38 1:00 24:00 Faial A 1:04 0:58 0:03 0:02 0:35 6:00 C 5:30 2:37 0:48 0:07 2:02 24:00 Flores C 0:48 5:44 1:29 9:34 2:59 24:00 Corvo C 2:04 1:14 0:43 0:06 1:01 24:00 Tabela 4-42 SAIDI BT, para interrupções longas, não abrangidas pelo artigo 13º do RQS (hh:mm) Pela análise da tabela anterior verifica-se que, ao nível da duração média de interrupções, os maiores aumentos do valor do indicador registam-se no Faial (1158,5% em zonas A; 1526,8% em zonas C) e Corvo (844,9%). As melhorias mais significativas deram-se nas zonas do tipo C da ilha Terceira (-42,7%), no Pico (-72,4%) e nas Flores (- 68,8%). Embora se verifiquem alguns crescimentos do indicador, os padrões de qualidade definidos no RQS foram cumpridos em todas as ilhas. 78

79 Indicadores individuais Os indicadores de carácter geral aferem a qualidade de serviço prestado aos clientes, que são analisados por: Região, pelas diversas ilhas e respetivas zonas de qualidade de serviço. Por outro lado, os indicadores de natureza individual reportam-se por ponto de entrega, por cliente ou por ponto de ligação de um produtor. Sempre que se verifique o incumprimento destes 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. Zona MT BT A 9 13 B C Tabela 4-43 Padrão de número de interrupções por ano Zona MT BT A 4 6 B 9 11 C Tabela 4-44 Padrão da duração total das interrupções (horas por ano) No ano de 2013, verificaram-se apenas 390 situações de incumprimento dos padrões individuais de qualidade de serviço. Este número representa menos de 1% do número de clientes da EDA (cerca de 0,3%). Das 9 ilhas que compõem o arquipélago dos Açores, 3 tiveram situações de incumprimento dos padrões individuais. Como podemos constatar pela tabela Número total de compensações a grande maioria dos incumprimentos são de baixa tensão, cerca de 96,9%, e pertencem às ilhas de São Miguel, Terceira e Faial com 0,0%, 90,0% e 6,9%, respetivamente. Zona Número Duração Total BT <= 20,7 BT > 20,7 MT BT <= 20,7 MT São Miguel B 1 1 Terceira A B C 1 1 Faial 79 A Total EDA Tabela 4-45 Número total de compensações

80 80 Zona Número Duração Total BT <= 20,7 BT >20,7 MT BT <= 20,7 MT São Miguel B 54,5 54,5 Terceira A 850,2 100,0 966,0 72, ,1 B 340,4 340,4 C 58,8 58,8 Faial A 35,0 20,0 40,0 27,2 122,2 Total EDA 885, ,0 440,5 113, ,0 Tabela 4-46 Valor total de compensações ( ) O total das situações de incumprimento dos indicadores individuais de qualidade de serviço totalizou uma quantia de 2 564,96. Apesar da média tensão ter apenas 3,1% do número de situações de incumprimento, representa, cerca de, 44 % do valor das compensações De acordo com a tabela seguinte, de forma a melhorar a Qualidade de Serviço, verifica-se que 40,04 do total de reverteram para o Fundo de Reforço dos Investimentos das respetivas zonas. Das 390 situações de clientes com direito a indemnização, 355 deram, efetivamente, origem a compensação a clientes enquanto as restantes 35 reverteram para o Fundo de Reforço dos Investimentos das respetivas zonas. Número de compensações Montante ( ) Zona Número Duração Total Número Duração Total Terceira A ,87 2,34 8,21 B 3 3 3,88 3,88 Faial A ,04 4,91 27,95 Total EDA ,91 11,13 40,04 Tabela 4-47 Compensações que revertem para o fundo de reforço de investimento 80

81 81 De acordo com a Tabela 4-48, na Região Autónoma dos Açores, em 2013, registaramse 328 situações onde ocorreram incumprimentos de duração e número em simultâneo. BT <= 20,7 BT >20,7 MT Zona Total Número Duração Número Número Terceira A Faial A Total EDA Tabela 4-48 Nº de situações com incumprimentos de duração e número em simultâneo 81

82 5. 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 exista uma série de índices para qualificar a onda de tensão, serão, em última estância, 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. De acordo com o estipulado no Regulamento de Qualidade de Serviço (RQS), 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 Plano de monitorização A EDA propôs-se efetuar a monitorização da qualidade da onda de tensão em 2013 nos pontos da sua rede de transporte e distribuição apresentadas na Tabela 4-1 (Pontos de monitorização permanente em 2013) com recurso a 55 equipamentos fixos, monitorizando em permanência 70 barramentos (AT,MT e BT). As medições efetuadas, cujos principais resultados são resumidos a seguir mostram que nas instalações da EDA são, genericamente, observados os valores de referência adotados para os parâmetros da qualidade da onda de tensão pelo RQS e pela EN Ilha Instalação Nome Nivel Instalação a Zona Tipo de Pot. Inst. Tensão Linha montante geográfica carga (kva) (kv) S. MARIA SE AEROPORTO C ** S. MARIA SE AEROPORTO C ** S. MARIA 1PT00007 S. BARBARA 0,23 SE AEROPORTO ALMAGREIRA C 88% R/ 12%I+S(*)

83 Ilha Instalação Nome Nivel Instalação Zona Tipo de Pot. Inst. Tensão Linha a montante geográfica carga (kva) (kv) S.MIGUEL SE CALDEIRÃO A/B/C ** S.MIGUEL SE CALDEIRÃO B/C ** S.MIGUEL SE MILHAFRES B/C ** S.MIGUEL SE P.DELGADA A/B/C ** S.MIGUEL SE S. ROQUE A/B/C ** S.MIGUEL SE AEROPORTO A ** S.MIGUEL SE LAGOA B/C ** S.MIGUEL SE LAGOA B/C ** S.MIGUEL SE FOROS B/C ** S.MIGUEL SE FOROS B/C ** S.MIGUEL SE FOROS B/C ** S.MIGUEL SE VILA FRANCA C ** S.MIGUEL 2PT0242 GROTINHA 0,23 SE MILHAFRES 95% R/ MILHAFRES C 5%I+S (*) REMEDIOS 250 S.MIGUEL 2PT0357 AP. ARCANJO LAR 0,23 SE PONTA DELGADA P.DELGADA 01 A 92% R/ 8%I+S (*) 315 S.MIGUEL 2PT0072 TEATRO 0.23 SE PONTA P. DELGADA 38% R/ A DELGADA 04 62% I+S (*) 630 S.MIGUEL 2PT0014 N.SRA FATIMA 0.23 SE FOROS FOROS 79% R/ C CALHETAS 21% I+S (*) 630 S.MIGUEL 2PT0319 PICO DO LAGOA 90% R/ 0.23 SE LAGOA C FOGO BAIXO LIVRAMENTO 10% I+S (*) 250 S.MIGUEL 2PT0006 Bº PEDREIRA 0.23 SE LAGOA LAGOA 01 B 76% R/ 24% I+S (*) 400 S.MIGUEL 2PT0151 RUA JOAO 86% R/ 0.23 SE S. ROQUE S. ROQUE 01 C LEITE 14% I+S (*) 630 S.MIGUEL 2PT0256 LDEAMENTO SE VILA VILA 82% R/ 0.23 C ILHEU FRANCA FRANCA 01 18% I+S (*) 630 TERCEIRA SE BELO JARDIM (**) TERCEIRA SE BELO JARDIM (**) TERCEIRA SE VINHA BRAVA A/C (**) TERCEIRA SE ANGRA HEROÍSMO A (**) TERCEIRA SE LAJES B/C (**) TERCEIRA SE LAJES 6,9 - - B/C (**) TERCEIRA SE QUATRO RIBEIRAS 15 A/C (**) 83 TERCEIRA 3PT0062 SEMINÁRIO 0.23 CRUZAMENTO TERCEIRA 3PT0073 LAGES 0.23 SE BELO JARDIM SE BELO JARDIM P. VITÒRIA 01 C P. VITÓRIA / C VILA NOVA 81% R/ 19% I+S (*) 90% R/ 10% I+S (*) TERCEIRA 3PT0004 SÉ 0.23 SE ANGRA HEROÍSMO A.HEROÍSMO 02 A 66% R/ 34% I+S (*) 630 TERCEIRA 3PT0204 P.INDUSTRIAL ANGRA SE VINHA BRAVA VINHA BRAVA FONTINHAS A 2% R/ 98% I+S (*) 630

84 Ilha Instalação Nome Nivel Instalação Zona Tipo de Pot. Inst. Tensão Linha a montante geográfica carga (kva) (kv) GRACIOS A SE QUITADOURO 15 - C (**) QUIT./ GRACIOS SE 84% R/ 4PT0017 SERRARIA 0.23 GUADALUPE C A QUITADOURO 16% I+S (*) S. JORGE SE CAMINHO 15 - C (**) S. JORGE 5PT0065 CAMINHO AV. DA SE CAMINHO 57% R/ 0.23 NOVO-S. C CONCEIÇÃO NOVO 43% I+S (*) PEDRO 630 PICO SE S. ROQUE 30 - (**) PICO SE S. ROQUE 15 - (**) PICO SE MADALENA 15 - C (**) PICO SE LAJES 15 - C (**) PICO 6PT0047 SILVEIRA 0.23 LAJES LAJES/S. 92% R/ C MATEUS 8% I+S (*) 126 PICO 6PT0024 VALVERDE 0.23 MADALENA MADALENA 88% R/ C 01 12% I+S (*) 100 PICO 6PT0112 SÃO ROQUE 0.23 SÃO ROQUE SÃO ROQUE C 64% R/ 36% I+S (*) 315 FAIAL SE S. BARBARA 15 - A/C (**) FAIAL 7PT0040 S. BÁRBARA 0.23 S. BARBARA S BÁRBARA 72% R/ A 03 28% I+S (*) 200 FAIAL 7PT0035 RIB, DO CABO 0.23 S. BARBARA COVÕES C 79% R/ 21% I+S (*) 100 FLORES CT LAJES 15 C (**) FLORES SE ALÉM FAZENDA 15 - C (**) FLORES 0.23 SE ALÉM PONTA 80% R/ C FAZENDA DELGADA 20% I+S (*) 250 CORVO SE CORVO 15 - C (**) (*) R- percentagem clientes do sector residencial; I+S percentagem clientes do sector industrial e de serviços (**) Ver documento de caraterização das Redes de Transporte e Distribuição da RAA Tabela 5-1 Pontos de monitorização permanente em

85 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 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: a semana com o melhor índice de CPQI Qualidade onda de tensão Em todos os pontos de medição referidos no plano de monitorização, foram monitorizados os seguintes parâmetros: Valor eficaz de tensão; Frequência; = (V MEDIDO CPQI RMS V NOMINAL ) (V LIMITE V NOMINAL ) Cavas de tensão; 85 É retido o maior valor de entre os calculados para as 3 fases dos percentis 5% e 95%. Para as grandezas apenas com níveis máximos, são normalizados os percentis 95% de acordo com a seguinte expressão: CPQI RMS V MEDIDO É retido o maior valor entre as 3 fases Se todos os valores forem inferiores a 1, é retido como CPQI o maior valor. No caso contrário são somados todos os valores superiores a 1. A seleção das semanas apresentadas por equipamento foi efeituada utilizando o seguinte princípio: a semana cujo valor CPQI corresponde à mediana dos valores; a semana com o pior índice do CPQI; V LIMITE Tremulação (flicker); Distorção harmónica; Desequilíbrio do sistema trifásico de tensões; Sobretensões. Foram selecionadas três semanas, de acordo com os critérios expostos no ponto Os valores registados nos períodos em análise são apresentados no anexo IV Amplitude Da análise dos valores registados, conclui-se a conformidade dos valores registados com o RQS para a alta tensão e com a NP EN para a média e baixa tensão nos pontos de rede monitorizados, em todas as ilhas da Região Tremulação (Flicker) Da análise dos valores registados, conclui-se a conformidade destes com o RQS e com a EN para a alta, média e baixa tensão

86 nos pontos de rede monitorizados, com exceção das seguintes situações de inconformidade descritos detalhadamente de seguida. Ilha do Corvo Para a média tensão e para as semanas selecionadas foi registado o incumprimento numa das semanas na Central do Corvo (16 a 22 de dezembro) Atendendo ao sistema elétrico existente no Corvo e às flutuações de tensão provocadas pelas cargas existentes no único Posto de Transformação, conduziram a valores de tremulação não regulamentares Desequilíbrio Assim, verificou-se a conformidade em 100% dos valores registados para os diferentes níveis de tensão, em todas as ilhas da RAA Frequência Por análise dos relatórios disponibilizados pela aplicação de monitorização, verificase a conformidade em 100% dos valores registados nos equipamentos no período selecionado e para as semanas selecionadas Harmónicos Relativamente à distorção harmónica, verifica-se o cumprimento em todos os pontos medidos com a NP EN (para a média e baixa tensão) e com o Regulamento de Qualidade de Serviço (no caso da alta tensão), em todas as ilhas do arquipélago, com exceção de São Miguel para a baixa tensão no 2PT0014 N. Senhora Fátima e para a 15ª harmónica. Após análise da evolução dos valores registados para a 15ª harmónica no referido PT para a semana não conforme, e consulta dos pedidos para ligação eventuais no período em causa foi possível apurar que os valores não regulamentares foram registados num período durante o qual se procedeu à ligação de baixadas festivas na rede BT por ocasião das festas de N. S. Rosário Cavas A classificação de cavas que se segue foi efetuada com base na extração direta dos registos dos equipamentos de qualidade de onda de tensão, utilizando um intervalo de agregação temporal de 1 minuto. De referir que nas tabelas que se seguem estão contemplados as ocorrências registadas pelos equipamentos, mesmo que não tenham afetado clientes por a rede a jusante estar desligada. Ilha de Santa Maria Média tensão Na Tabela 5-2 são classificadas as cavas conforme EN 50160:2010 para a média tensão na ilha de Santa Maria. A maioria das cavas registadas (54%) na média tensão foi classificada dentro da área de imunidade para classe 2 e 3 de equipamentos definida no anexo B da EN Nenhuma das cavas foi classificada como cava mais severas de acordo com [2] - zona sombreada a vermelho. 86

87 Tensão residual U (%) Duração t (ms) 10 < t 200 < t 500 < t 1000 < t 5000 < t <= 200 <= 500 <= 1000 <= 5000 <= Ilha de São Miguel Alta e média tensão 90 > u >= > u >= > u >= > u >= > u Tabela 5-2 Cavas na média tensão na Ilha de Santa Maria Baixa tensão Na Tabela 5-3 são classificadas as cavas conforme EN 50160:2010 para a Baixa Tensão registadas no 1PT0007, onde se poderá concluir que apenas 34% das cavas estão dentro da área de imunidade para classe 2 e 3 de equipamentos definida no anexo B da EN50160, e que quatro cavas (5%) poderão ser consideradas como mais gravosas conforme [2] zona sombreada na tabela. Para estas quatro cavas apenas foi possível identificar a causa para uma delas, registada na sequência de uma indisponibilidade imprevista razão de segurança deslastre de cargas (SGI ). Tensão Duração t (ms) residual 10 < t 200 < t 500 < t 1000 < t 5000 < t U (%) <= 200 <= 500 <= 1000 <= 5000 <= > u >= > u >= > u >= > u >= > u Na Tabela 5-4 são classificadas as cavas conforme EN 50160:2010 para a Alta e Média Tensão. Pela análise da referida tabela conclui-se que a maioria das cavas de tensão (59%) está dentro da área de imunidade para classe 2 e 3 de equipamentos definida no anexo B da EN Da análise da tabela 4, conclui-se ainda que apenas 1% das cavas (8) poderão ser considerada como mais severas de acordo com [2]. Após a análise da lista de eventos agregados, conclui-se que: 50% destas cavas foram registadas na SE Lagoa a 30kV na sequência de defeitos entre fases na linha Lagoa-Vila Franca (SGIs 1210,1550, 3187 e 3188 de 2013), 25% na SE Foros a 30kV após saída de paralelo da Central Geotérmica do Pico Vermelho (SGI 2186 e 2566 de 2013), 12,5% registadas na SE Graminhais na sequência de trabalhos de manutenção programada na SE Lagoa (SGI 2148 de 2013), e 12,5% na SE Vila Franca na sequência de uma indisponibilidade imprevista própria com origem interna (avaria disjuntor do disjuntor da linha do Nordeste na SE Foros e avaria no transformador do 2PT0312) (SGI 5 de 2014). Tensão Duração t (ms) residual 10 < t 200 < t 500 < t 1000 < t 5000 < t U (%) <= 200 <= 500 <= 1000 <= 5000 <= > u >= > u >= Tabela 5-3 Cavas na baixa tensão na Ilha de Santa Maria 70 > u >= > u >= > u Tabela 5-4 Cavas na alta e média tensão na Ilha de São Miguel

88 Baixa tensão Na Tabela 5-5 são classificadas as cavas conforme EN 50160:2010 para a Baixa Tensão. Pela análise da referida tabela concluise que a maioria das cavas de tensão (57%) está dentro da área de imunidade para classe 2 e 3 de equipamentos definida no anexo B da EN Apenas 2% das cavas (10) poderão ser consideradas mais gravosas conforme [2] e foram registadas em três dos oito PTs monitorizados: 2PT0006, 2PT0014 e 2PT0319, sendo que: 50% das mesmas (5) foram registadas no 3PT0319 na sequência de indisponibilidades não programadas com origem em defeitos entre fases na linha Lagoa-Vila Franca (SGIs 981,1210,1550 e 3188 de 2013); 30% (3) na sequência de indisponibilidades não programadas com origem em defeitos homopolares na linha Foros-Ribeirinha (SGIs 2186 e 2567 de 2013); 20% das cavas consideradas como mais gravosas foram registadas no 2PT0006 e não possuem sem SGI associado. Tensão residual U (%) Duração t (ms) 10 < t 200 < t 500 < t 1000 < t 5000 < t <= 200 <= 500 <= 1000 <= 5000 <= > u >= > u >= > u >= > u >= > u Tabela 5-5 Cavas na baixa tensão na Ilha de São Miguel Ilha Terceira Média tensão Na Tabela 5-6 são classificadas as cavas na Média Tensão conforme EN 50160:2010 para a Ilha Terceira. A análise à tabela permite concluir que a maioria das cavas de tensão (86%) estão dentro da área de imunidade para classe 2 e 3 de equipamentos definida no anexo B da EN50160 e que 1% (12) poderão ser consideradas mais gravosas conforme [2]. A análise aos eventos agregados relativos às 12 cavas mais gravosas permite concluir que todas foram registadas na sequência de uma indisponibilidade não programada com origem na Central Térmica do Belo Jardim- saída de paralelo dos grupos 5 e 10 (SGI ). Tensão Duração t (ms) residual 10 < t 200 < t 500 < t 1000 < t 5000 < t U (%) <= 200 <= 500 <= 1000 <= 5000 <= > u >= > u >= > u >= > u >= > u Tabela 5-6 Cavas na média tensão na Ilha Terceira Baixa tensão Na Tabela 5-7 são classificadas as cavas conforme EN 50160:2010 para a Baixa Tensão para a Ilha Terceira. Pela análise da tabela conclui-se que a maioria das cavas de tensão (58%) está dentro da área de imunidade para classe 2 e 3 de equipamentos definida no anexo B da EN Apenas 1% (5) das cavas registadas na Baixa Tensão poderão ser consideradas como mais gravosas de acordo com [2], tendo sido registadas: 20% (1) na sequência de indisponibilidades previstas com razão de serviço novos empreendimento (SGI );40% (2) na sequência de uma indisponibilidade não programada com origem na Subestação da Vinha Brava 88

89 89 (SGI ); 40% (2) com origem na Central Térmica Belo Jardim (SGI ); Tensão Duração t (ms) residual 10 < t 200 < t 500 < t 1000 < t 5000 < t U (%) <= 200 <= 500 <= 1000 <= 5000 <= > u >= > u >= > u >= > u >= > u Tabela 5-7 Cavas na baixa tensão na Ilha Terceira Ilha Graciosa Média tensão Na tabela seguinte são classificadas as cavas na média tensão conforme EN 50160:2010 para a Ilha Graciosa. A maioria das cavas de tensão (57%) está dentro da área de imunidade para classe 2 e 3 de equipamentos definida no anexo B da EN A análise à Tabela 5-8 permite concluir da existência de uma cava mais severa que todas as outras (conforme [2]) registada na CT Quitadouro na sequência de uma indisponibilidade não programada com origem num curto-circuito no 4PT Mercado (SGI )). Tensão Duração t (ms) residual 10 < t 200 < t 500 < t 1000 < t 5000 < t U (%) <= 200 <= 500 <= 1000 <= 5000 <= > u >= > u >= > u >= > u >= > u Tabela 5-8 Cavas na média tensão na Ilha Graciosa Baixa tensão Na Tabela 5-9 são classificadas as cavas conforme EN 50160:2010 para a Baixa Tensão da Ilha Graciosa. Da análise à referida tabela conclui-se que 50% das cavas de tensão estão dentro da área de imunidade para classe 2 e 3 de equipamentos definida no anexo B da EN50160 e que apenas uma cava (3%) poderá ser considerada como mais gravosa, de acordo com [2], registada na sequência de uma indisponibilidade com origem na Central Térmica Quitadouro saída de paralelo grupo 2 (SGI ). Tensão Duração t (ms) residual 10 < t 200 < t 500 < t 1000 < t 5000 < t U (%) <= 200 <= 500 <= 1000 <= 5000 <= > u >= > u >= > u >= > u >= > u Tabela 5-9 Cavas na baixa tensão na Ilha Graciosa Ilha São Jorge Média tensão Na Tabela 5-10 são classificadas as cavas conforme EN 50160:2010 para a média tensão da Ilha de São Jorge. A maioria das cavas de tensão (51%) está dentro da área de imunidade para classe 2 e 3 de equipamentos definida no anexo B da EN A análise à Tabela 5-10 e à lista de eventos agregados, permite concluir da existência de seis cavas mais severas que todas as outras registadas em três dias: - 14 de outubro (2), indisponibilidade não programada com origem na Central Térmi-

90 ca Caminho Novo (SGI ) e num defeito entre fases na linha Caminho Novo-Manadas e Caminho Novo-Relvinha 1 (SGI ) de novembro (1), indisponibilidade não programada com origem num defeito entre fases na linha Caminho Novo -S. Pedro (SGI ). Tensão residual U (%) 10 < t 200 < t <= 200 <= 500 Duração t (ms) 500 < t <= < t <= < t <= > u >= > u >= > u >= > u >= > u de dezembro(3), indisponibilidade não programada com origem num defeito homopolar nas linhas Caminho Novo- Manadas e Caminho Novo-Relvinha 1, na sequência de um erro de manobra nas instalações de um cliente (SGI ). Tensão residual U (%) 10 < t 200 < t <= 200 <= 500 Duração t (ms) 500 < t <= < t <= < t <= > u >= > u >= > u >= > u >= > u Tabela 5-11 Cavas na baixa tensão na Ilha São Jorge Ilha do Pico Média tensão Na Tabela 5-12 são classificadas as cavas conforme EN 50160:2010 para a média tensão. A maioria das cavas de tensão (63%) está dentro da área de imunidade para classe 2 e 3 de equipamentos definida no anexo B da EN A análise à tabela 12 permite ainda concluir da existência de 15 cavas mais severas conforme [2], tendo estas sido registadas em seis dias: Tabela 5-10 Cavas na média tensão na ilha de São Jorge Baixa tensão Na Tabela 5-11 são classificadas as cavas para a baixa tensão para a Ilha de São Jorge conforme EN 50160:2010. Da análise da tabela conclui-se que 42% das cavas estão dentro da área de imunidade para classe 2 e 3 de equipamentos definida no anexo B da EN A análise à tabela 11 permite concluir que nenhuma das cavas registadas na BT foi registada na zona C. - 66,7% foram registadas em resultado de indisponibilidades com origem na Central Térmica (10; SGI , SGI , SGI e SGI ); - 26,7% em resultado de indisponibilidades imprevistas por ação atmosférica (4; SGIs e ); - 6.6% em resultado de uma indisponibilidade imprevista com origem interna (1; SGI ). 90

91 Tensão Duração t (ms) Tensão Duração t (ms) residual U (%) 10 < t 200 < t 500 < t 1000 < t 5000 < t <= 200 <= 500 <= 1000 <= 5000 <= residual U (%) 10 < t 200 < t 500 < t 1000 < t 5000 < t <= 200 <= 500 <= 1000 <= 5000 <= > u >= > u >= > u >= > u >= > u >= > u >= > u > u >= > u >= > u Tabela 5-12 Cavas na média tensão na Ilha do Pico Baixa tensão Na Tabela 5-13 são classificadas as cavas conforme EN 50160:2010 para a baixa tensão para a Ilha do Pico. Pela análise da tabela conclui-se que 47% das cavas registadas na Baixa Tensão está dentro da área de imunidade para classe 2 e 3 de equipamentos definida no anexo B da EN A análise à Tabela 5-13 permite ainda concluir da existência de oito cavas mais severas que todas as outras, conforme [2] e evidenciadas a vermelho na tabela. Destas foi possível apenas identificar a origem de sete: quatro (50%) associadas a indisponibilidades com origem na produção (SGI e SGI ); duas (25%) registadas na sequência de uma indisponibilidade não programada causada por descarga atmosférica (SGI ) e uma indisponibilidade com origem num erro de manobra (SGI ). Tabela 5-13 Cavas na baixa tensão na Ilha do Pico Ilha do Faial Média tensão Na Tabela 5-14 são classificadas as cavas para o ano 2013, conforme EN 50160:2010 para a Média Tensão da Ilha do Faial. A maioria das cavas de tensão (58%) está dentro da área de imunidade para classe 2 e 3 de equipamentos definida no anexo B da EN Apenas 7% das cavas registadas na Média Tensão poderão ser consideradas mais gravosas de acordo com [2], sendo que 75% das quais (6) foram registadas na sequência de indisponibilidades com origem na Central Térmica de Santa Bárbara (SGIs , e ). As restantes 25% de cavas (2) foram registadas na sequência de uma indisponibilidade não programada com origem na rede distribuição de média tensão (SGI ). 91

92 Tensão residual U (%) Duração t (ms) 10 < t 200 < t 500 < t 1000 < t 5000 < t <= 200 <= 500 <= 1000 <= 5000 <= Ilha do Flores Média tensão 90 > u >= > u >= > u >= > u >= > u Tabela 5-14 Cavas na média tensão na Ilha do Faial Baixa tensão Na Tabela 5-15 são classificadas as cavas conforme EN 50160:2010 para a Baixa Tensão para a Ilha do Faial. Da análise da referida tabela conclui-se que 44% das cavas registadas na Baixa Tensão estão dentro da área de imunidade para classe 2 e 3 de equipamentos definida no anexo B da EN De todas as cavas registadas na Baixa Tensão apenas uma (2%) poderá ser consideradas como mais gravosas, conforme [2], registada na sequencia de uma indisponibilidade não programada com origem na Central Térmica (SGI ). Tensão Duração t (ms) residual 10 < t 200 < t 500 < t 1000 < t 5000 < t U (%) <= 200 <= 500 <= 1000 <= 5000 <= > u >= > u >= > u >= > u >= > u Na tabela 16 são classificadas as cavas conforme EN 50160:2010 para a Média Tensão na Ilha das Flores. Da análise à referida tabela conclui-se que: 1)a maioria das cavas de tensão (66%) está dentro da área de imunidade para classe 2 e 3 de equipamentos definida no anexo B da EN50160, e que 2) nenhuma das cavas registadas poderão ser consideradas como mais gravosas, conforme metodologia referida em [2]. Tensão Duração t (ms) residual 10 < t 200 < t 500 < t 1000 < t 5000 < t U (%) <= 200 <= 500 <= 1000 <= 5000 <= > u >= > u >= > u >= > u >= > u Tabela 5-16 Cavas na média tensão na Ilha das Flores Baixa tensão Na Tabela 5-17 são classificadas as cavas conforme EN 50160:2010 para a Baixa Tensão da Ilha das Flores, de onde se poderá concluir que 44% das cavas foram registadas dentro da área de imunidade para classe 2 e 3 de equipamentos definida no anexo B da EN50160 e que nenhuma das cavas foi registada na zona C, conforme [2]. Tabela 5-15 Cavas na baixa tensão na Ilha do Faial 92

93 Tensão Duração t (ms) residual 10 < t 200 < t 500 < t 1000 < t 5000 < t U (%) <= 200 <= 500 <= 1000 <= 5000 <= > u >= seguem estão contemplados as ocorrências registadas pelos equipamentos, mesmo que não tenham afetado clientes por a rede a jusante estar desligada > u >= > u >= > u >= > u Tabela 5-17 Cavas na baixa tensão na Ilha das Flores Ilha do Corvo Na Tabela 5-18 são classificadas as cavas conforme EN 50160:2010 para a Média Tensão na Ilha do Corvo. A quase totalidade das cavas de tensão (98%) foi registada dentro da área de imunidade para classe 2 e 3 de equipamentos definida no anexo B da EN Nenhuma das cavas poderá ser classificada como cavas mais severas de acordo com [2]. Tensão Duração t (ms) residual 10 < t 200 < t 500 < t 1000 < t 5000 < t U (%) <= 200 <= 500 <= 1000 <= 5000 <= > u >= > u >= > u >= > u >= > u Tabela 5-18 Cavas na média tensão na Ilha do Corvo Sobretensões A classificação de sobretensões que se segue foi efetuada com base na extração direta dos registos dos equipamentos de qualidade de onda de tensão, utilizando um intervalo de agregação temporal de 1 minuto. De referir que nas tabelas que se Considerou-se na análise de sobretensões o documento: Guidelines of Good Practice on the Implementation and Use of Voltage Quality Monitoring Systems forem Regulatory Purposes, publicadas a 3 de dezembro 2012 em conjunto pelo Council of European Energy Regulators e pelo Energy Community Regulatory Board (CEER/ECRB) [1]. No referido documento é proposta uma curva para separação entre major swells e minor swells, ou seja entre sobretensões mais gravosas e menos gravosas. M.Bollen apresentou no 21st CIRED em Frankfurt, os requisitos utilizados pelo regulador sueco para a análise de sobretensões em Voltage Quality Regulation in Sweden (Paper 0168; 21st Internacional Conference on Electricity Distribution, Frankfurt, 2011) para a Baixa Tensão (até 1kV) [2], onde define uma zona C para a qual as sobretensões registadas nesta zona poderão danificar equipamentos terminais: i) variação da tensão de alimentação superior a 35% da tensão declarada; ii) variação da tensão de alimentação superior a 15% para durações das sobretensões superiores a 5 segundos). Ilha de Santa Maria Média tensão Na Tabela 5-19 são classificadas as sobretensões conforme EN 50160:2010 para a média tensão na Ilha de Santa Maria. Utilizando a metodologia definida em [1] verifica-se que duas sobretensões poderão ser consideradas como mais gravosas, tendo um sido registada na sequência de uma

94 indisponibilidade não programada com origem num defeito entre fases na linha Aeroporto- S. Barbara 2 (SGI ) e outra na sequência de uma indisponibilidade com origem na Central Térmica do Aeroporto (SGI ). Duração t (ms) Sobretensão 10 < t <= < t 5000 < t (%Uc) <= 5000 <= u >= > u > Tabela 5-19 Sobretensões na média tensão na ilha de Santa Maria Baixa tensão Na Tabela 5-20 são classificadas as sobretensões conforme EN 50160:2010 para a baixa tensão na Ilha de Santa Maria. Da análise à referida tabela e da lista de eventos agregado, conclui-se da existência de 18 sobretensões que poderão ser consideradas como mais gravosas, conforme [1]. No entanto e utilizando a metodologia definida em [2] verifica-se que apenas uma das sobretensões poderá ser classificada como mais gravosa- zona C, tendo sido registada na sequência de uma indisponibilidade programada que decorreu na Central Térmica no âmbito de uma obra de investimento (SGI ). Duração t (ms) Sobretensão 10 < t <= < t 5000 < t (%Uc) <= 5000 <= u >= > u > Tabela 5-20 Sobretensões na baixa tensão na ilha de Santa Maria Ilha de São Miguel Média tensão Na Tabela 5-21 são classificadas as sobretensões conforme EN 50160:2010 para o ano de 2013 para a Média Tensão em São Miguel. Utilizando a metodologia definida em [1] verifica-se que nenhuma das sobretensões poderá ser considerada como mais gravosa. Duração t (ms) Sobretensão 10 < t <= < t 5000 < t (%Uc) <= 5000 <= u >= > u > Tabela 5-21 Sobretensões na média tensão na ilha de São Miguel Baixa tensão Na Tabela 5-22 são classificadas as sobretensões conforme EN 50160:2010 para o ano 2013 para a Baixa Tensão da Ilha de São Miguel. Da análise da referida tabela e da lista de agregado de eventos, conclui-se da existência de 3 sobretensões que poderão ser consideradas como mais gravosas, conforme [1]. No entanto e utilizando a metodologia definida em [2] verifica-se que nenhuma das sobretensões poderá ser classificada como mais gravosa- zona C. Duração t (ms) Sobretensão 10 < t <= < t 5000 < t (%Uc) <= 5000 <= u >= > u > Tabela 5-22 Sobretensões baixa tensão na ilha de São Miguel 94

95 95 Ilha Terceira Média tensão Na Tabela 5-23 são classificadas as sobretensões conforme EN 50160:2010 para a Média Tensão na Ilha Terceira. Da análise da referida tabela e da lista de agregado de eventos, conclui-se da existência de 19 sobretensões mais severas registadas, conforme [1], nos barramentos de Média Tensão. A análise aos eventos agregados permite concluir que 94.7% (18) das sobretensões mais gravosas foram registadas na sequência de duas indisponibilidades não programadas com origem na Central Térmica Belo Jardim (SGIs e ), e que 5,3% (1) foi registada na SE Lajes (6,9kV, B1) na sequência de uma indisponibilidade programada por razão de serviço para conservação do equipamento (SGI ). Duração t (ms) Sobretensão 10 < t <= < t 5000 < t (%Uc) <= 5000 <= u >= > u > Tabela 5-23 Sobretensões na média tensão ilha Terceira Baixa tensão Na tabela 24 são classificadas as sobretensões conforme EN 50160:2010 para a baixa tensão para a Ilha Terceira. Da análise à referida tabela e da lista de agregado de eventos, conclui-se da existência de 21 sobretensões que poderão ser consideradas como mais gravosas, conforme [1]. No entanto a classificação das sobretensões conforme [2], permite concluir que apenas duas foram classificadas em zona C, tendo ambas sido registadas na sequência de uma indisponibilidade não programada com origem na Central Térmica (SGI ). Duração t (ms) Sobretensão 10 < t <= < t 5000 < t (%Uc) <= 5000 <= u >= > u > Tabela 5-24 Sobretensões baixa tensão na Ilha Terceira Ilha Graciosa Média tensão Na Tabela 5-25 são classificadas as sobretensões conforme EN 50160:2010 para a média tensão da Ilha Graciosa. Utilizando a metodologia definida em [1] verifica-se a ocorrência de sete sobretensões que poderão ser consideradas como mais gravosas, tendo todas sido registadas em quatro dias, e todas em resultados de defeitos entre fases na rede de distribuição de Média Tensão (SGIs , , , e ). Duração t (ms) Sobretensão 10 < t <= < t 5000 < t (%Uc) <= 5000 <= u >= > u > Tabela 5-25 Sobretensões na média tensão na ilha Graciosa Baixa tensão Na Tabela 5-26 são classificadas as sobretensões conforme EN 50160:2010 para a baixa tensão da Ilha Graciosa. Utilizando a metodologia definida em [1] verifica-se a

96 ocorrência de sete sobretensões que poderão ser consideradas como mais gravosas. No entanto, se utilizada a metodologia descrita em [2] conclui-se que nenhuma das sobretensões registada pertence à zona C. Duração t (ms) Sobretensão 10 < t <= < t 5000 < t (%Uc) <= 5000 <= u >= > u > Tabela 5-26 Sobretensões baixa tensão na ilha Graciosa Ilha São Jorge Média tensão Na Tabela 5-27 são classificadas as sobretensões conforme EN 50160:2010 para a Ilha de São Jorge. Utilizando a metodologia definida em [1] verifica-se a ocorrência de sete sobretensões que poderão ser consideradas como mais gravosas tendo estas sido registadas na sequência de: - 42,9% (3) na sequência de indisponibilidades imprevistas registadas na sequência de vento de intensidade excecional (SGIs , , ). - 28,6% (2) na sequência de indisponibilidades não programadas com origem interna (SGIs , ) % (2) na sequência de indisponibilidades não programadas com origem desconhecida (SGIs , ). Duração t (ms) Sobretensão 10 < t <= < t 5000 < t (%Uc) <= 5000 <= u >= > u > Tabela 5-27 Sobretensões na média tensão na ilha de São Jorge Baixa tensão Utilizando a metodologia definida em [1] verifica-se a ocorrência de dezanove sobretensões que poderão ser consideradas como mais gravosas. Da desagregação das sobretensões utilizando o método referido em [2], e da análise dos eventos agregados, verifica-se que apenas uma sobretensão poderá ser considerada como mais gravosas tendo sido registada na sequência de uma indisponibilidade não programada que originou um disparo geral quando se fazia sentir vento de intensidade excecional (SGI ). Duração t (ms) Sobretensão 10 < t <= < t 5000 < t (%Uc) <= 5000 <= u >= > u > Tabela 5-28 Sobretensões baixa tensão na ilha de São Jorge Ilha do Pico Média tensão Na Tabela 5-29 são classificadas as sobretensões conforme EN 50160:2010 para a Ilha do Pico na média tensão. Da análise à referida tabela, e utilizando a metodologia definida em [1] e à lista de eventos agregados conclui-se da existência de seis sobretensões que podem ser consideradas 96

97 97 como mais severas, tendo estas sido registadas na sequência de indisponibilidades não programadas com origem na Central Térmica de São Roque (SGIs , , , ). Duração t (ms) Sobretensão 10 < t <= < t 5000 < t (%Uc) <= 5000 <= u >= > u > Tabela 5-29 Sobretensões na média tensão na ilha do Pico Baixa tensão Na Tabela 5-30 são classificadas as sobretensões conforme EN 50160:2010 para a baixa tensão da Ilha do Pico. Da análise à referida e da lista de agregado de eventos, conclui-se da existência de sessenta e seis sobretensões mais severas utilizando a metodologia definida em [1]. Desagregando a informação da tabela, conforme documento em [2] conclui-se que apenas uma foi registada na zona C, na sequência de uma indisponibilidade com origem na Central Térmica S. Roque (SGI ). Duração t (ms) Sobretensão 10 < t <= < t 5000 < t (%Uc) <= 5000 <= u >= > u > Tabela 5-30 Sobretensões baixa tensão na ilha do Pico Ilha do Faial Média tensão Na Tabela 5-31 são classificadas as sobretensões conforme EN 50160:2010 para a média tensão da Ilha do Faial. Da análise à referida tabela e da lista de eventos agregado, conclui-se da existência de uma sobretensão que poderá ser considerada como mais severa utilizando a metodologia definida em [1], tendo sido registada na CT Santa Bárbara na sequência de uma indisponibilidade imprevista com origem num defeito entre fases na linha Santa Bárbara- Castelo Branco (SGI ). Duração t (ms) Sobretensão 10 < t <= < t 5000 < t (%Uc) <= 5000 <= u >= > u > Tabela 5-31 Sobretensões média tensão na ilha do Faial Baixa tensão Na Tabela 5-33 são classificadas as sobretensões conforme EN 50160:2010 para a baixa tensão da Ilha do Faial. Utilizando a metodologia definida em [1] verifica-se a ocorrência de oito sobretensões que poderão ser consideradas como mais gravosas. Desagregando a informação da tabela 32 conforme o documento em [2] conclui-se que apenas uma foi registada na zona C, tendo sido registada no 7PT0035 na sequência de um defeito entre fases na linha Santa Bárbara-Castelo Branco (SGI ). Duração t (ms) Sobretensão 10 < t <= < t 5000 < t (%Uc) <= 5000 <= u >= > u > Tabela 5-32 Sobretensões baixa tensão na ilha do Faial

98 Ilha de Flores Média tensão Na Tabela 5-33 são classificadas as sobretensões conforme EN 50160:2010 para a média tensão da Ilha das Flores. Após análise à referida tabela conclui-se que nenhuma das sobretensões foi classificada como mais gravosa conforme [1]. Duração t (ms) Sobretensão 10 < t <= < t 5000 < t (%Uc) <= 5000 <= u >= > u > Tabela 5-33 Sobretensões na média tensão na ilha das Flores Baixa tensão Para a baixa tensão não foram registadas sobretensões. Ilha do Corvo Análise comparativa dos indicadores CPQI na RAA Com base nos três valores do indicador para as grandezas em regime permanente (CPQI) calculados para cada instalação (valor máximo, mínimo e mediana) é possível efetuar uma análise comparativa entre as instalações monitorizadas para a alta, média tensão - Figura 5-1. Da análise da Figura 5-1 podemos concluir que para a generalidade das instalações não existe diferença significativa entre as três semanas selecionadas por equipamento, à exceção para a Ilha do Corvo onde existe uma diferença significativa entre a semana com melhor e pior CPQI. Outra conclusão que poderemos obter da análise do gráfico é que em todas as instalações foi cumprida a norma EN50160 CPQI <1, à exceção da ilha do Corvo pelo motivo anteriormente explicitado (tremulação). No decorrer do ano de 2013 não foram registadas no equipamento presente na CT quaisquer sobretensões. 98

99 Figura 5-1 Análise comparativa do índice CPQI para a Alta e Média Tensão (instalações ordenadas por ilha e por nível de tensão). 99 Baixa tensão Com base nos três valores do indicador para as grandezas em regime permanente CPQI calculados para cada instalação (valor máximo, mínimo e mediana) é possível efetuar uma análise comparativa entre as instalações monitorizadas para a Baixa tensão. Da análise da figura podemos concluir que para a generalidade das instalações não existe diferença significativa entre as três semanas selecionadas por equipamento, à exceção para o 2PT0014 N. S. Fátima, onde existe uma diferença significativa entre a semana com melhor e pior CPQI. Outra conclusão que poderemos obter da análise da Figura 5-1 é que em todas as instalações foi cumprida a norma EN50160 CPQI <1, à exceção para a 2PT0014 por motivo explicitado anteriormente (H15).

100 Figura Análise comparativa do índice CPQI para a Baixa Tensão (instalações ordenadas por ilha) Evolução da qualidade da onda de tensão incumprimentos dos limites regulamentares das características da onda de tensão no período de No quadro seguinte, apresenta-se a síntese dos pontos de entrega onde se verificaram 100

101 Ilha Equipamento S.M IGUEL PT 2PT0045 2PT0391 2PT0299 H5+H15 H5 H15 S.M IGUEL PT 2PT0408 Plt TERCEIRA SE Angra 15kV B1 H5 TERCEIRA SE Angra 15kV B2 H5 H5 3PT0080 TERCEIRA PT Plt 3PT0203 H9+H15 H5 +H21 TERCEIRA PT 3PT0159 H5 TERCEIRA PT 3PT0180 H5 TERCEIRA PT 3PT0012 H5 Graciosa PT 4PT0010 4PT0026 Plt Plt São Jorge PT 5PT0040 5PT0032 5PT0036 Plt Plt Plt 6PT0014 6PT0013 Pico PT Plt Plt 7PT0008 Faial PT Plt 8PT0007 8PT0009 Flores PT Plt Plt 2PT0103 H5+H9 5PT0039 Plt 6PT0054 H15 2PT0224 H15 3PT0016 Plt 5PT0039 Plt 6PT0126 Plt 2PT0014 H15 Corvo SE Corvo 15kV B1 Plt Plt Plt Plt Plt Plt Plt Tremulação; H5- Harmónica 5; H9- Harmónica 9;H15- Harmónica; H21- Harmónica 21; Desql.-Desequilíbrio Tabela 5-34 Síntese dos pontos de entrega onde se verificaram incumprimentos dos limites regulamentares das características da onda de tensão no período de Referências bibliográficas 101 [1]. Council of European Energy Regulators e Energy Community Regulatory Board (CEER/ECRB). Guidelines of Good Practice on the Implementation and Use of Voltage Quality Monitoring Systems for Regulatory Purposes [2]. M. Bollen. Voltage Quality Regulation in Sweden. Paper 0168; 21st International Conference on Electricity Distribution (CIRED)

102 6. Principais incidentes Neste capítulo é apresentada uma explicação sintética sobre os cinco incidentes mais relevantes, por causas próprias. A seleção destes incidentes foi definida pelo indicador TIEPI de interrupções longas. Apresenta-se também uma síntese dos relatórios remetidos à Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos referentes aos incidentes fortuitos ou de força-maior de 2013, que provocaram uma energia não distribuída (END) superior a 5 MWh São Miguel e Terceira, e 1 MWh nas restantes ilhas, conforme definido regulamentarmente Santa Maria Incidentes por causas próprias 18 de junho A 18 de julho deu-se o disparo da linha de média tensão ASB1 (Almagreira) por atuação das proteções MIH - Terras resistivas no Barras 1 no Barras 2, devido a um isolador danificado. Este incidente, ocorrido às 6:14, provocou a interrupção do fornecimento de 41% dos pontos de entrega da rede de média tensão, com tempos que variaram entre quarenta e oito minutos e duas horas e vinte e nove minutos, tendo afetado 1756 locais de consumo. 10 de julho No dia 10 de julho verificou-se o disparo da saída ASB2 São Pedro por atuação da proteção de máxima intensidade de fase, devido a um isolador danificado. Este incidente provocou a interrupção do fornecimento de 25% dos pontos de entrega da rede de média tensão com durações compreendidas entre vinte e seis minutos e duas horas e oito minutos, tendo afetado 642 locais de consumo. 20 de outubro A 20 de outubro constatou-se a saída intempestiva de paralelo do grupo VIII devido a interrupção de um dos cabos de alimentação do atuador Woodward, ficando o Grupo sem controlo. O incidente, ocorrido pelas 17:57, afetou 56% dos pontos de entrega da rede de média tensão, com tempos de interrupção entre três e onze minutos, atingindo 1770 locais de consumo. 30 de novembro A 30 de novembro, pelas 7:17, registou-se o disparo intempestivo do grupo VII, provocado pela atuação dos órgãos de proteção elétrica, causando a atuação dos relés de deslastre, e consequente desligação das linhas: ASB2 (S. Pedro), AR04 (Vila do Porto), AR02 (PT47),AR01 (PT2) e AR03 (PT49). Constatou-se uma avaria na unidade de comando e controlo automático Selco. Este incidente causou a interrupção do fornecimento de 59% dos pontos de entrega da rede de média tensão com durações compreendidas entre dois e cinco minutos, abrangendo 1764 locais de consumo. 3 de dezembro A 3 de dezembro deu-se o disparo da linha ASB2 (S. Pedro) provocada pela atuação da proteção MIF (máxima intensidade de 102

103 103 fase). Após a normalização dos valores elétricos, verificação e registo; procedeu-se às manobras para religação da referida Linha. As más condições atmosféricas dificultaram os trabalhos de reparação da linha. Este incidente, que se deu pelas 21:43, provocou a interrupção do fornecimento de energia a 24% dos pontos de entrega da rede de média tensão, com tempos que variaram entre duas horas e cinquenta e um minutos e oito horas e dois minutos, tendo afetado 645 locais de consumo Casos fortuitos ou de forçamaior 21 de março O incidente registado na Ilha de Santa Maria no dia 21 de Março de 2013, ultrapassando 1 MWh de Energia não distribuída. A ocorrência teve a sua origem na Distribuição MT (1LD02 - Aeroporto - Santa Bárbara 2 - ASB2) derivado de uma ação do vento. O disparo do disjuntor da linha MT 1LD02 - Aeroporto - Santa Bárbara 2 - ASB2 com sinalização de MIF foi causado por um curto-circuito na sequência do agravamento das condições atmosféricas, associada ao vento muito forte. As condições de visibilidade e o vento de intensidade excecional levaram ao cancelamento dos trabalhos de reposição, essencialmente na impossibilidade de manobrar o IAT da Cruz Teixeira na altura, recomeçando aquando da melhoria das condições meteorológicas São Miguel Incidentes por causas próprias 2 de abril A 2 de abril registou-se o reengate e disparo do disjuntor com sinalização de MIF e MIH da linha Caldeirão - Livramento. Detetou-se uma caixa fim cabo para PT 455 no seccionador Azores Park II com avaria. Esta ocorrência atingiu 4% dos PdE desta ilha, com tempos de interrupção de cinquenta e cinco minutos a uma hora e quarenta e sete minutos, e 346 locais de consumo. 15 de abril A 15 de abril deu-se o reengate com disparo MIF, homopolar e terras resistivas na sequência de uma avaria na caixa de fim de cabo do PT 1243 " Vieiras". Verificado às 23:17, este incidente provocou a interrupção do fornecimento de energia a 3% dos PdE da rede MT, com tempos compreendidos entre quarenta minutos e três horas e quatro minutos. O posto de transformação avariado esteve fora de serviço durante dez horas e doze minutos. Foram afetados 194 locais de consumo. 12 de julho O disparo da Linha de Foros/Nordeste com reengate com MIF e Homopolar e terras resistivas foi registado a 12 de julho pelas 17:09 e deveu-se a uma caixa de fim de cabo queimada na linha referida. O incidente afetou 13% dos pontos de entrega da rede de média tensão, com tempos de interrupção que variaram entre uma hora e quinze minutos e quatro horas e vinte e oito minutos, atingindo 6953 locais de consumo. 28 de novembro A 28 de novembro assinalou-se o disparo do disjuntor da linha de média tensão Foros/Nordeste a 30 KV, com sinalização de MIF, MIH e terra. Detetou-se que o seccionador de transição 2191-Maia apresentava a caixa de fim de cabo queimada.

104 Este incidente, dado às 22:56, provocou a interrupção do fornecimento de 13% dos pontos de entrega da rede de média tensão, com tempos que variaram entre uma hora e dois minutos e cinco horas e trinta e nove minutos, tendo afetado 6948 locais de consumo. 12 de dezembro A 12 de dezembro deu-se o disparo do disjuntor da linha de média tensão Milhafres/Capelas a 30 KV, com sinalização de MIF, MIH e terra, devido a avaria na cela de chegada do PT 409 no PS-1021 "Centro Formação-Capelas". Foram interrompidos cerca de 5% dos postos de transformação da ilha de São Miguel, entre cinquenta e oito minutos e quatro horas e vinte minutos, e um total de 3743 locais de consumo Casos fortuitos ou de forçamaior 24 de agosto O incidente registado na Ilha de São Miguel, no dia 24 de Agosto de 2013, ultrapassando os 5 MWh de Energia não distribuída. A ocorrência teve a sua origem na Distribuição MT (2LD15 - FOROS - RIBEIRINHA - FRRB) derivado de uma ação provocada por terceiros. O disparo do disjuntor da linha MT 2LD15 - FOROS - RIBEIRINHA FRRB com sinalização de MIF, MIH e terras resistivas foi causado por um poste MT partido por máquina, no ramal para o PT 1242 Albano Vieira - L. Fogo. O defeito na linha MT 2LD15 - FOROS - RIBEIRINHA FRRB provocou a saída do paralelo da Central Geotérmica do Pico Vermelho e consequente disparo de várias linhas de distribuição. Figura Registo fotográfico do embate da máquina com o poste MT no ramal para o PT 6.3. Terceira Incidentes por causas próprias 2 de junho A 2 de junho verificou-se o disparo por deslastre de várias linhas de média tensão, provocado por saída dos Grupos 5, 6 e 8 da central térmica de Belo Jardim, devido a avaria elétrica. Uma avaria no armário do sistema de 24VDC do grupo 6 induziu falha temporária no sistema provisório de 24VDC provocando a paragem dos grupos da sala de máquinas 2. Registado pelas 8:48, este incidente afetou 96% dos pontos de entrega da rede MT e locais de consumo, com tempos entre cinco e quarenta e quatro minutos. 104

105 de junho A 24 de junho registou-se um reengate seguido de disparo definitivo da linha de média tensão Vinha Brava Porto Judeu por MIF. Constatou-se a existência de um isolador de MT partido na linha principal junto à derivação para o PT Terreiro das Covas, no apoio 33. O incidente, registado às 16:21, afetou 13% dos pontos de entrega da rede MT e 2445 locais de consumo, com tempos de interrupção entre oito minutos e três horas e quarenta e quatro minutos. 4 de outubro A 4 de outubro deu-se o disparo por deslastre de várias linhas de média tensão, devido a avaria elétrica na central térmica de Belo Jardim, em consequência de curto-circuito provocado por contacto acidental de cabo em tensão do sistema de corrente contínua durante os trabalhos de baldeamento dos consumidores de 24VDC para o novo bastidor. Este incidente, verificado às 13:44, atingiu 77% dos PdE da rede de média tensão, com tempos compreendidos entre dez e vinte e um minutos. Foram afetados locais de consumo. 7 de outubro A 7 de outubro deu-se o disparo das linhas de média tensão na subestação de Angra do Heroísmo por avaria nos transformadores de tensão 1 e 2 do semi-barramento 2. Este incidente, registado às 19:35, atingiu 13% dos pontos de entrega da rede em média tensão da ilha Terceira e 4343 locais de consumo. Os tempos de interrupção variaram entre quarenta e quatro minutos e uma hora. 8 de outubro No dia 8 de outubro verificou-se um curtocircuito no barramento de 15kV, na cela do grupo 3. A cava de tensão causada pelo curto-circuito provocou a paragem dos auxiliares dos grupos que dispararam por atuação de proteções. Devido à saída de paralelo dos Grupos 10 e 5 na central térmica de Belo Jardim deu-se o disparo de diversas linhas de média tensão. Tendo atingido 97% dos pontos de entrega MT desta ilha, entre sete minutos e uma hora e cinquenta e três minutos, afetou, também, locais de consumo Graciosa Incidentes por causas próprias 7 de janeiro A 7 de janeiro verificou-se o disparo da linha Quitadouro - Guadalupe 02 devido a avaria nos descarregadores de sobretensões no PT 041 Carapacho. O referido incidente atingiu 38% dos pontos de entrega em MT e 1196 locais de consumo. Os tempos de interrupção variaram entre dezanove minutos e três horas e sete minutos. 26 de abril A 26 de abril registou-se o disparo das Linhas MT QG01, QG02, QS01 e QS02, devido a curto-circuito trifásico no PT26 Mercado. Verificou-se um incêndio no QGBT. Danificou o transformador de potência, celas MT e equipamento de teleação. O incidente, que se deu pelas 15:31, afetou a totalidade dos pontos de entrega MT e locais de consumo desta ilha, entre oito minutos e seis horas e trinta e três minutos.

106 20 de maio A 20 de maio deu-se o disparo das linhas QG02, QG01 QS01 QS02. Problemas de funcionamento na nova filosofia de gestão automática dos Grupos via SCADA instalado a 15 de Maio. Sistema foi passado a Manual. Este incidente registado às 17:03 atingiu 99% dos PdE da rede MT e 3199 locais de consumo com tempos de interrupção entre oito e quarenta e sete minutos. 21 de maio A 21 de maio deu-se o deslastre de cargas das linhas QG02, QG01 e QS02 devido ao grupo 6 da central térmica da Graciosa ter saído do paralelo, na sequência de disparo do disjuntor do grupo por anomalia. O incidente, que se deu pelas 0:41, atingiu 79% dos PdE da rede de distribuição em média tensão e 2428 locais de consumo, com interrupções com duração entre oito e vinte e quatro minutos. 31 de agosto A 31 de agosto foi registado o disparo das linhas de média tensão, QG01, QG02, QS01, QS02, devido ao grupo 8 ter saído do paralelo por avaria da unidade de controlo do Grupo, SIGMA. Este incidente afetou a totalidade dos pontos de entrega de média e baixa tensão, com tempos que variaram entre dezassete e vinte e quatro minutos São Jorge Incidentes por causas próprias 28 de abril A 28 de abril constatou-se um disparo geral, devido a saída intempestiva do grupo VI. Carta eletrónica das proteções I> e I>> do grupo VI, danificada. Este incidente atingiu a totalidade dos pontos de entrega, em média e baixa tensão, teve início às 21:15 e uma duração compreendida entre trinta e cinco minutos e uma hora. 2 de julho A 2 de julho constatou-se o disparo da linha 2 - CNR1 devido a um erro de manobra. A desligação ocorre do decurso das manobras para consignação de trabalho de investimento. A configuração atual da rede, as novas designações das Linhas e Equipamentos poderão ter contribuído para o erro de manobra do Operador de serviço. O facto do IAT 2007, Levadas 1, não fechar, provocou um atraso superior a 2 horas para a religação. O incidente com início às 6:40 afetou 71% dos pontos de entrega da rede em média e 3303 locais de consumo. As interrupções tiveram uma duração compreendida entre trinta e quatro minutos e duas horas e trinta e dois minutos. 8 de outubro A 8 de outubro registou-se o disparo da linha CNR2, devido a uma caixa de cabo de média tensão exterior danificada no último apoio da linha em questão, provocando, também, devido à proximidade, o disparo da linha CNR1/CNMN. Este incidente atingiu a totalidade dos pontos de entrega de São Jorge, com início às 106

107 107 5:45, e uma duração de treze minutos a três horas e trinta e um minutos. 14 de outubro No dia 14 de outubro deu-se um disparo motivado por erro de manobra do operador de central. Selecionou mal o interruptor a ser atuado deixando em tensão o troço MT que se pretendia consignar. Ao colocarem facas à terra neste troço deu-se o disparo geral. O atraso nas religações deve-se a falhas de comunicação com os teleinterruptores. Tendo atingido todos os pontos de entrega desta ilha, este incidente teve início às 9:20, e provocou interrupções entre quarenta minutos e uma hora e trinta minutos. 9 de dezembro Um erro de manobra do cliente, que colocou facas à terra com o PT em carga, provocou um disparo geral, por sinalização de MIH na linha CNR1/CMNM. Este incidente, verificado no dia 9 de dezembro pelas 8:10, provocou o desligamento de todos os pontos de entrega MT desta ilha e locais de consumo. As interrupções do fornecimento de energia elétrica variaram entre cinco e cinquenta e cinco minutos Casos fortuitos ou de forçamaior 24 de fevereiro O incidente foi registado na Ilha de São Jorge, no dia 24 de Fevereiro de 2013, ultrapassando 1 MWh de Energia não distribuída. A ocorrência teve a sua origem na Distribuição MT (5LD02 - Linha 02 -Caminho Novo-Relvinha 1 - CNR1) derivado de uma ação do vento. O disparo do disjuntor da 5LD02 - Linha 02 - Caminho Novo - Relvinha 1 - CNR1 com sinalização de MIF, MIH e terras resistivas foi causado por um curto-circuito na sequência do agravamento das condições atmosféricas, associada ao vento de intensidade excecional, com rajadas de vento na ordem de 49 m/s. Na sequência do disparo da 5LD02 - Linha 02 - Caminho Novo - Relvinha 1 - CNR1 verificou-se a saída de paralelo do Grupo 11 e Grupo 12 na Central Térmica São Jorge, provocando um disparo geral. O vento forte e o nevoeiro foram um obstáculo para a realização de manobras de reposição em alguns postos de transformação, gerando um tempo de desligamento superior a cinco horas Pico Incidentes por causas próprias 20 de maio No dia 20 de maio, pelas 19:00, registou-se a saída de paralelo do grupo 2 por atuação do alarme de concentração de neblina de óleo. Esta situação causou o deslastre das linhas de distribuição Madalena S. Mateus, Lajes-Piedade e S. Roque - Bandeiras e Piedade. Às 19:11 quando só faltava ligar o interruptor 7, o grupo 7 assinalou temperatura baixa nos gases de escape do cilindro 5, (-105º), saiu de paralelo e causou o disparo Geral. Porque mais tarde foi possível repor ambos os Grupos em funcionamento, sem que tenha havido repetição das anomalias que causaram o disparo do G2 e mais tarde o do G7, presume-se que o do G2 se deva a passagem momentânea de humidade ou sujidade pela câmara de opacidade do detetor de neblina de óleo e o do G7 a encravamento momentâneo do elemento de bomba injetora ou outra causa não identificada no sistema de combustível.

108 Este incidente afetou 100% dos pontos de entrega da rede de distribuição, com interrupções de quarenta e um minutos a duas horas e quinze minutos. 20 de maio A 20 de maio, pelas 20:25, o regulador de tensão do grupo 3 avariou e causou oscilações de tensão muito grandes. Na sequência dessas oscilações verificou-se um disparo geral. Tendo afetado 100% dos pontos de entrega da rede de média tensão e locais de consumo, verificaram-se interrupções de treze minutos a uma hora e quarenta e oito minutos. 18 de junho A 18 de junho deu-se um disparo geral, provocado pela saída de serviço do grupo 7 (desvio de temperatura dos gases de escape à entrada do turbocompressor). O grupo ficou indisponível pelo motivo enunciado e também por ter uma avaria no sistema de sincronização. O atraso que houve nas manobras de religação deveuse, essencialmente, ao limite de potência disponível (somente G2, G4 e G5 disponíveis). Antes da colocação do G4 em paralelo, o G3 ficou indisponível por problemas na excitação. Com a totalidade dos pontos de entrega interrompidos por este incidente, a reposição de serviço variou entre vinte e sete minutos e quinze minutos. 17 de julho No dia 17 de julho o grupo 6 disparou por pressão de água de refrigeração baixa provocando um disparo geral. Pensa-se, após realização de testes no próprio dia e nos seguintes, que uma pequena, mas contínua, fuga do gás usado para conferir capacidade de estabilização de pressão no circuito de água AT, tenha resultado, num momento de redução da carga do motor, na contração da água AT sem que esta redução de volume tenha sido compensada pela expansão do gás, levando ao abaixamento da pressão para o valor de atuação da proteção e ao disparo do G6. Com inicio pelas 6:16, este incidente atingiu a totalidade de pontos de entrega da ilha do Pico, com tempos de trinta e quatro a cinquenta e sete minutos. 6 de dezembro A 6 de dezembro verificou-se um disparo geral, na sequência de um erro de manobra O operador da manutenção pretendia fazer testes ao transformador 30/15 KV da subestação de São Roque, desligado para esse efeito, mas em vez disso causou a abertura do disjuntor do lado de 30 kv do transformador dos serviços auxiliares, causando a paragem de todos os grupos geradores. Este incidente provocou interrupções na totalidade de pontos de entrega das redes de média e baixa tensão, com tempos que variaram entre trinta e dois minutos e duas horas e quarenta e dois minutos Faial Incidentes por causas próprias 11 de janeiro No dia 11 de janeiro o disparo do grupo 7, por concentração de neblina de óleo alta, provocou um corte geral de energia. A demora na reposição da energia deveu-se a falha no quadro inversor do grupo de emergência. A causa do disparo foi água no óleo, tendo atuado a respetiva segurança do grupo. Procedeu-se a um refrescamento da carga do óleo, limpeza dos filtros e regulação da pressão do ar. 108

109 109 Com início às 15:02, este incidente afetou todos os PdE do Pico. A reposição de serviço foi faseada, com tempos de vinte e sete a quarenta e um minutos. 4 de março A 4 de março deu-se o disparo da saída Santa Barbara 03, por disparo máximo de intensidade de fase I >>. Na religação da saída deu novamente alarme tendo provocado corte geral de energia. Avaria supostamente motivada por erro humano, o operador manobrou uma cela errada e fechou o seccionador de terra, no PTD 77 Vale da Vinha. Com início às 11:11, afetou todos os pontos de entrega, com tempos de interrupção que variaram entre vinte e três a trinta e sete minutos. 12 de março O disparo do grupo 7 por concentração de neblina de óleo alta seguida de disparo do grupo 8, que se registou a 12 de março, provocou um corte geral de energia. O grupo disparou por atuação da segurança (detetor de neblina de óleo). A origem da atuação deveu-se à condensação de água no óleo, após curta paragem. Tendo início às 10:28, afetou todos os pontos de entrega, com uma duração compreendida entre dez e vinte e quatro minutos. 12 de abril No dia 12 de abril, pelas 13:58, verificou-se uma indisponibilidade provocada por disparo do grupo 7. Na origem do disparo do grupo esteve a régua presa da bomba injetora do cilindro 6, originando afastamento de escapes e atuação da segurança. Este incidente atingiu a totalidade dos pontos de entrega da ilha do Pico, tendo sido reposta a energia de forma faseada entre onze minutos a uma hora e seis minutos. 15 de maio A 15 de maio deu-se um disparo geral provocado pelo grupo 7 (erro de posição nas válvulas borboleta da caldeira). A atuação da segurança relativamente ao posicionamento das válvulas borboleta da Caldeira esteve na origem do disparo do Grupo, por prisão do microinterruptor na posição discordante dos braços das borboletas. Tendo sido registada pelas 22:17, esta ocorrência afetou a totalidade de pontos de entrega da ilha do Faial, tendo-se efetuado a reposição de serviço num espaço de trinta e quatro minutos a uma hora e cinco minutos Flores Incidentes por causas próprias 8 de janeiro Às 12:12 de 8 de janeiro, o grupo 4 foi desligado de urgência, devido a avaria grave na excitatriz do grupo, o que provocou o disparo das saídas S. Cruz 1, Santa Cruz 2 e P. Delgada. Esta situação afetou o fornecimento de energia a 48% dos pontos de entrega da rede MT e a 1228 locais de consumo durante treze a dezasseis minutos. 30 de março Pelas 15:09 de dia 30 de março, registou-se o disparo do troço entre o PS de Santa Cruz e a central Alem Fazenda, bem como o disparo das saídas Santa Cruz 2 e Ponta Delgada. Detetou-se uma caixa de união MT danificada por uma estaca. Este incidente provocou a interrupção do fornecimento de energia a 72% dos pontos

110 de entrega de média tensão e a 765 locais de consumo. A reposição levou de quarenta e nove minutos a seis horas e oito minutos. 1 de abril A 1 de abril verificou-se o disparo da saída Santa Cruz 2 em Alem Fazenda. Detetou-se uma caixa fim de cabo queimada na saída Santa Cruz 2 em Além Fazenda. O cabo encontrava-se com muita humidade no interior, teve que ser substituído. O incidente verificado pelas 20:38 afetou 26% dos pontos de entrega MT e 477 locais de consumo. A reposição levou de quarenta minutos a duas horas e quarenta e oito minutos Casos fortuitos ou de forçamaior 3 de dezembro O incidente foi registado na Ilha das Flores no dia 3 de Dezembro de 2013, ultrapassando 1 MWh de Energia não distribuída. A ocorrência teve a sua origem na Distribuição MT (8LD02 - Santa Cruz - Ponta Delgada) derivado de uma ação do vento. O disparo do disjuntor da linha MT 8LD02 - Santa Cruz - Ponta Delgada com sinalização de MIF, MIH e terras ocorreu na sequência do rebentamento de um vão de linha. 27 de abril Um arco danificado na linha aérea de média tensão A. Fazenda - S. Cruz 02, no extremo da SEAF, provocou um disparo geral. O arco partido nas saídas em Além Fazenda fez curto-circuito entre duas fases de 2 linhas. Registado no dia 27 de abril, pelas 5:58, atingiu a totalidade dos pontos de entrega da ilha das Flores, tendo-se reposto a energia num intervalo de dezoito minutos a quatro horas e trinta e sete minutos. 13 de junho Às 15:45 de dia 13 de junho deu-se o disparo da chegada do PS-1/Alem Fazenda, avaria no TP-0. Ao ligar o TP1 de Além Fazenda, disparou a chegada. O transformador tem um defeito interno. Este incidente provocou a interrupção de serviço de 23% dos PdE da rede MT e 368 locais de consumo durante trinta minutos. Figura Registo fotográfico da zona com a avaria na linha MT 8LD02 (Santa Cruz - Ponta Delgada) A falta de condições para passar a nova linha durante noite e o agravamento das condições atmosféricas, levaram ao cancelamento dos trabalhos, a iniciar no dia seguinte Corvo Incidentes por causas próprias 6 de abril Ao fazer testes com o novo AVR (regulador de tensão) no grupo 1, este passou a alimentar toda a carga, tendo sido necessário 110