Relatório da Qualidade de

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1 Relatório da Qualidade de Serviço 2016

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3 Sumário De acordo com o estabelecido no Regulamento de Qualidade de Serviço em vigor na RAA, compete à concessionária do transporte e distribuição vinculado do Sistema Elétrico do Serviço Publico da Região Autónoma dos Açores elaborar, anualmente, o relatório da qualidade de serviço. Este documento tem como objetivo caracterizar a qualidade do serviço prestado pela Electricidade dos Açores, S.A., as considerações assumidas e as metodologias de cálculo utilizadas. Destacamos que o Regulamento da Qualidade de Serviço, que vigora desde 2014, veio impor um acréscimo de exigência no que respeita à continuidade de serviço, designadamente ao nível dos padrões de qualidade, alargamento do seu âmbito ao nível da tipologia de interrupções que os abrange e a extensão desses padrões a interrupções com origem em centros produtores. Em 2016 a EDA, S.A. deu continuidade à adaptação a esta realidade, mantendo o trabalho desenvolvido nos últimos anos, com o objetivo de vir a cumprir as maiores exigências estabelecidas regulamentarmente, e de ver aumentada a satisfação dos seus clientes. Neste setor, a qualidade de serviço pode ser analisada pela sua componente comercial e pela sua natureza técnica (continuidade de serviço e qualidade da onda de tensão). No que diz respeito ao comercial, a qualidade refere-se aos aspetos relacionados com o atendimento, pedidos de informação e assistência técnica, ou seja, aferir a comunicação e os serviços prestados aos clientes. No âmbito da continuidade de serviço, pode ser observado o número e a duração das interrupções através de diversos indicadores. Por sua vez, a amplitude, a frequência, a forma da onda, bem como a simetria do sistema trifásico avaliam a qualidade da onda tensão. No que concerne aos indicadores gerais de relacionamento comercial a EDA, S.A. manteve os níveis de exigência alcançados nos últimos anos, tendo sido cumpridos todos os indicadores definidos. Os indicadores individuais de relacionamento comercial ostentam um elevado grau de cumprimento dos deveres da EDA, S.A., tendose, no entanto, verificado incumprimentos pontuais que deram origem às respetivas compensações a clientes. No capítulo Qualidade de serviço comercial foi efetuada uma análise mais profunda e 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 distribuição em média tensão (MT) e distribuição em baixa tensão (BT), bem como indicadores individuais para as mesmas redes. Por comparação com o ano de 2015 verificase uma melhoria dos indicadores globais de continuidade de serviço da RAA. Num horizonte de 5 anos, regista-se o melhor comportamento global para os indicadores SAIFI, SAIDI e TIEPI. No mesmo horizonte, o indicador MAIFI apenas apresenta melhor desempenho em 2012 e Na Região existem três níveis de qualidade de serviço, definidos no regulamento da qualidade de serviço, designadamente: zonas dos tipos A, B e C. A continuidade de serviço foi alvo de uma análise pormenorizada no capítulo 3, onde são apresentados e analisados os resultados dos indicadores gerais e individuais para a MT e para a BT (por zona de qualidade de serviço e por ilha/região) e uma análise aos principais incidentes verificados. 3

4 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 de tensões, frequência, distorção harmónica, cavas de tensão e sobretensões. No capítulo 4, dedicado à qualidade da onda de tensão, encontra-se exposta uma análise criteriosa e minuciosa de todas as situações de incumprimento e das cavas registadas com maior severidade. 4

5 Índice 1. Introdução Qualidade de Serviço Comercial Inquérito de satisfação dos clientes Clientes Família Clientes Empresa Registo de Avarias Indicadores da Qualidade de serviço comercial Tempo de ligação à rede de instalações de baixa tensão Ativação de Fornecimento em Baixa Tensão Atendimento presencial Atendimento telefónico Pedidos de Informação apresentados por escrito Frequência de leitura de equipamentos de medição Reclamações Visitas combinadas Assistência técnica após comunicação de avaria pelo cliente Restabelecimento do fornecimento de energia após interrupção do serviço por facto imputável ao cliente Compensações pagas pela EDA, S.A. por incumprimento dos padrões individuais de qualidade Compensações pagas aos operadores de redes de distribuição por incumprimento de clientes Clientes com necessidades especiais e clientes prioritários Ações mais relevantes para garantia da qualidade de serviço de âmbito comercial Continuidade de serviço Ocorrências Indicadores gerais Indicadores gerais MT - RAA Indicadores MT - ilha Continuidade BT Indicadores BT ilhas Indicadores individuais Qualidade da onda de tensão Plano de Monitorização Plano de Monitorização Redes de transporte e Distribuição em AT e MT Plano de Monitorização Rede de distribuição em BT Indicadores semanais Qualidade onda de tensão Amplitude Tremulação (Flicker) Desequilíbrio Frequência

6 Tensões harmónicas Cavas Sobretensões Evolução da Qualidade da Onda de Tensão Principais incidentes Principais incidentes por ilha Santa Maria São Miguel Terceira Graciosa São Jorge Pico Faial Flores Corvo Incidentes de grande impacto (IGI) Eventos excecionais Ações para a melhoria da qualidade de serviço Redes Produção Anexos Anexo I - Siglas, abreviaturas e definições Anexo II - Classificação das causas das interrupções Quadro geral de classificação Origem das interrupções Tipos de interrupções

7 Índice de tabelas Tabela 2-1 Satisfação clientes família Tabela 2-2 Satisfação clientes empresa Tabela 2-3 registos de avarias via telefone Tabela 2-4 Serviço de ligação às redes de BT Tabela 2-5 Ativação de fornecimento em BT Tabela 2-6 Atendimentos presenciais em lojas comerciais da EDA, S.A Tabela 2-7 Atendimento telefónico para comunicação de leituras Tabela 2-8 Atendimento telefónico para comunicação de avarias Tabela 2-9 Atendimento telefónico comercial Tabela 2-10 Atendimento telefónico no âmbito do DL 134/2009 (call centers) Tabela 2-11 Pedidos de informação respondidos até 15 dias úteis Tabela 2-12 Contadores com leitura até 96 dias, face à leitura anterior Tabela 2-13 Tratamento de reclamações Tabela 2-14 Registo de reclamações pelos cinco temas principais Tabela 2-15 Visitas Combinadas - OPCC Tabela 2-16 Assistência técnica após comunicação de avaria pelo cliente Tabela 2-17 Restabelecimento do fornecimento de energia após interrupção do serviço por facto imputável ao cliente Tabela 2-18 Compensações pagas a clientes por incumprimento dos padrões de qualidade de serviço Tabela 2-19 Compensações pagas aos operadores das redes de distribuição por incumprimento dos clientes Tabela 2-20 Clientes com necessidades especiais Tabela 2-21 Clientes prioritários Tabela Evolução do número de ocorrências Tabela Evolução do número de ocorrências por causa Tabela Evolução do n.º de ocorrências por origem Tabela 3-4- Evolução do n.º de interrupções em PdE da rede MT na RAA Tabela Evolução do n.º de interrupções por origem e duração Tabela Evolução do n.º de interrupções por ilha Tabela N.º de interrupções 2016 por tipo de duração e origem Tabela N.º de interrupções longas por causa Tabela Indicadores de continuidade de serviço da RAA, para interrupções longas (SAIFI n.º; TIEPI e SAIDI - hh:mm) Tabela Evolução dos indicadores de continuidade de serviço da RAA, por zona, para interrupções longas (SAIFI n.º; TIEPI e SAIDI - hh:mm) Tabela Indicadores de continuidade de serviço da RAA, por zona e origem, para interrupções longas (SAIFI n.º; TIEPI e SAIDI - hh:mm) Tabela Indicadores de continuidade de serviço da RAA, por zona e causa para interrupções longas (SAIFI n.º; TIEPI e SAIDI - hh:mm) Tabela Indicadores de continuidade de serviço da RAA, para interrupções longas, não abrangidas pelo artigo 13º do RQS (hh:mm) Tabela Evolução do TIEPI por ilha - interrupções longas (hh:mm) Tabela TIEPI - interrupções longas por origem (hh:mm)

8 Tabela TIEPI - interrupções longas por causa (hh:mm) Tabela MAIFI - interrupções curtas por origem (n.º) Tabela MAIFI - interrupções longas por causa (n.º) Tabela Evolução do SAIFI - interrupções longas (n.º) Tabela SAIFI - interrupções longas por origem (n.º) Tabela SAIFI - interrupções longas por causa (n.º) Tabela Evolução do SAIFI - interrupções longas, não abrangidas pelo artigo 13º do RQS (n.º) 47 Tabela Evolução do SAIDI - interrupções longas (hh:mm) Tabela SAIDI - interrupções longas por origem (hh:mm) Tabela SAIDI - interrupções longas por causa (hh:mm) Tabela SAIDI - interrupções longas, não abrangidas pelo artigo 13º do RQS (hh:mm) Tabela Estimativa de energia não distribuída (MWh) Tabela N.º de interrupções em PdE da rede BT (em milhares) Tabela Evolução do n.º de interrupções em PdE da rede BT na RAA (em milhares) Tabela N.º de interrupções longas (10 3 ) em PdE da rede BT, na RAA (apenas se apresentam causas com mais de um milhar) Tabela Indicadores de continuidade de serviço BT da RAA, para interrupções longas (SAIFI n.º; SAIDI hh:mm) Tabela Indicadores de continuidade de serviço BT da RAA, para interrupções longas, por origem (SAI-FI n.º; SAIDI hh:mm) Tabela Indicadores de continuidade de serviço BT da RAA, para interrupções longas, por causa (SAIFI n.º; SAIDI hh:mm) Tabela 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 Evolução do SAIFI BT - interrupções longas (n.º) Tabela SAIFI BT - interrupções longas, por origem (n.º) Tabela SAIFI BT - interrupções longas, por causa (n.º) Tabela 3-38 SAIFI BT, para interrupções longas, não abrangidas pelo artigo 13º do RQS (n.º) Tabela Evolução do SAIDI BT - interrupções longas (hh:mm) Tabela SAIFI BT - interrupções longas, por origem (hh:mm) Tabela SAIDI BT - interrupções longas, por causa (hh:mm) Tabela 3-42 SAIFI BT, para interrupções longas, não abrangidas pelo artigo 13º do RQS (hh:mm) Tabela Padrão de número de interrupções por ano Tabela Padrão da duração total das interrupções (horas por ano) Tabela Número total de compensações Tabela Valor total de compensações ( ) Tabela Compensações que revertem para o fundo de reforço de investimento Tabela Nº de situações com incumprimentos de duração e número em simultâneo Tabela 4-1 Pontos de monitorização Redes de transporte e distribuição em AT e MT Tabela 4-2 Pontos de monitorização Rede de distribuição em BT Tabela 4-3 Cavas na média tensão na Ilha de Santa Maria Tabela 4-4 Cavas na baixa tensão na Ilha de Santa Maria Tabela 4-5 Cavas na alta tensão na Ilha de São Miguel Tabela 4-6 Cavas na média tensão na Ilha de São Miguel Tabela Cavas na baixa tensão na Ilha de São Miguel Tabela 4-8 Cavas na média tensão na Ilha Terceira

9 Tabela 4-9 Cavas na baixa tensão na Ilha Terceira Tabela 4-10 Cavas na média tensão na Ilha Graciosa Tabela 4-11 Cavas na baixa tensão na Ilha Graciosa Tabela 4-12 Cavas na média tensão na ilha de São Jorge Tabela 4-13 Cavas na baixa tensão na Ilha São Jorge Tabela 4-14 Cavas na média tensão na Ilha do Pico Tabela 4-15 Cavas na baixa tensão na Ilha do Pico Tabela 4-16 Cavas na média tensão na Ilha do Faial Tabela 4-17 Cavas na baixa tensão na Ilha do Faial Tabela 4-18 Cavas na média tensão na Ilha das Flores Tabela 4-19 Cavas na baixa tensão na Ilha das Flores Tabela 4-20 Cavas na média tensão na Ilha do Corvo Tabela Cavas na baixa tensão na Ilha do Corvo Tabela 4-22 Sobretensões na média tensão na ilha de Santa Maria Tabela 4-23 Sobretensões na baixa tensão na ilha de Santa Maria Tabela 4-24 Sobretensões na alta tensão na ilha de São Miguel Tabela 4-25 Sobretensões baixa tensão na ilha de São Miguel Tabela 4-26 Sobretensões na média tensão ilha Terceira Tabela 4-27 Sobretensões baixa tensão na Ilha Terceira Tabela 4-28 Sobretensões na média tensão na ilha Graciosa Tabela 4-29 Sobretensões baixa tensão na ilha Graciosa Tabela 4-30 Sobretensões na média tensão na ilha de São Jorge Tabela 4-31 Sobretensões baixa tensão na ilha de São Jorge Tabela 4-32 Sobretensões na média tensão na ilha do Pico Tabela 4-33 Sobretensões baixa tensão na ilha do Pico Tabela 4-34 Sobretensões média tensão na ilha do Faial Tabela 4-35 Sobretensões baixa tensão na ilha do Faial Tabela 4-36 Sobretensões na média tensão na ilha das Flores Tabela 4-37 Sobretensões na baixa tensão na ilha das Flores Tabela 4-38 Sobretensões na média tensão na ilha do Corvo Tabela 4-39 Sobretensões na baixa tensão na ilha do Corvo Tabela Síntese dos pontos de entrega onde se verificaram incumprimentos dos limites regulamentares das características da onda de tensão no período de Índice de gráficos Gráfico 2-1 Serviço de ligação às redes de BT Gráfico 2-2 Tempo de espera nos centros de atendimento até 20 minutos

10 1. Introdução Conforme o estabelecido no Regulamento de Qualidade de Serviço, compete à Eletricidade dos Açores S.A., como entidade concessionária do transporte e distribuição da Região Autónoma dos Açores, elaborar, anualmente, o relatório da qualidade de serviço. Em cumprimento do estabelecido nesse Regulamento, em particular o referido na secção II do Capítulo IX, 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, referentes ao ano de o objetivo de promover uma resposta adequada no âmbito da exploração dos nove sistemas electroprodutores. Destaca-se que o Regulamento da Qualidade de Serviço, que vigora desde 2014, veio impor um acréscimo de exigência no que respeita à continuidade de serviço, designadamente ao nível dos padrões de qualidade, alargamento do seu âmbito ao nível da tipologia de interrupções que os abrange e a extensão desses padrões a interrupções com origem em centros produtores. Os níveis de exigência de qualidade de serviço a que a EDA, S.A. está sujeita, tem merecido, continuamente, o nosso empenho, com 10

11 2. 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, calculáveis e reguláveis, e permitem qualificar, quantificar e avaliar o nível do desempenho técnico e comercial num determinado período de tempo, encontrando-se as suas fórmulas de cálculo indicadas no RQS. Neste sentido, a estratégia comercial da EDA, S.A. é caracterizada pela permanente procura da melhoria na prestação de serviço ao cliente, tendo como suporte os recursos humanos e tecnológicos de que dispõem e incrementa a cada ano que passa, acompanhados de uma gestão orientada para o planeamento, desenvolvimento e controlo de processos. Desta forma, a EDA, S.A. garantiu e mantém desde 2006 a certificação da qualidade pela Norma NP EN ISO 9001, certificação esta que obedece a requisitos exigentes e que visa promover a normalização de produtos/serviços para que a qualidade destes seja permanentemente melhorada, sendo a este respeito de referir que toda a atividade comercial da EDA, S.A. se encontra certificada para a qualidade ao abrigo da Norma ISO acima referida e que durante o ano de 2016 decorreu um projeto interno de alteração / adaptação dos procedimentos, instruções de trabalho e documentos afetos a esta atividade, de modo a que possam ser melhorados os desígnios acima enumerados Inquérito de satisfação dos clientes Durante o ano de 2016 e à semelhança do que tem vindo a ocorrer em anos anteriores, a EDA, S.A. promoveu a realização de um inquérito de satisfação aos seus clientes, adjudicando-o a uma empresa da especialidade, apresentando-se abaixo o resultado de alguns dos temas que julgamos serem mais relevantes para a avaliação da qualidade de serviço que temos vindo a prestar aos nossos clientes, encontrando esta avaliação dividida entre Clientes Família, Clientes Empresa e Registo de Avarias. O objetivo deste inquérito foi conhecer a opinião dos entrevistados sobre a qualidade de serviços prestados pela EDA, S.A. Deste modo, apresentamos abaixo a síntese dos resultados obtidos, subdividida pelos temas acima apresentados. De referir que a avaliação é indicada por um score médio, calculado através da média ponderada do número de respostas pela classificação de: muito bom (5); Bom (4); nem bom nem mau (3); mau (2); muito mau (1). 11

12 Clientes Família Satisfação dos clientes Família Vertente Score Médio Fornecimento de Eletricidade 3,95 Atendimento Telefónico Atendimento em Loja Qualidade do serviço prestado pelos serviços Técnicos 4,13 4,23 4, Indicadores da Qualidade de serviço comercial Perspetivando avaliar o relacionamento comercial que os operadores de rede/comercializadores de último recurso têm com os clientes, foram criados os Indicadores Gerais de Qualidade de Serviço Comercial, indicadores estes que estabelecem o nível mínimo de qualidade de serviço a assegurar pela entidade comercializadora de último recurso, neste caso, a EDA, S.A. Tabela 2-1 Satisfação clientes família Clientes Empresa Satisfação dos clientes Empresa Vertente Tabela 2-2 Satisfação clientes empresa Registo de Avarias * Clientes que viram o seu problema totalmente resolvido Score Médio Fornecimento de Eletricidade 4,08 Atendimento Telefónico Qualidade do serviço prestado pelos serviços Técnicos 3,91 4,21 Registo de Av arias (v ia telefone) Vertente Score Médio Disponibilidade e solicitude 3,95 Simpatia Profissionalismo Resolução total do problema apresentado* 4,13 4,23 0,8 Tabela 2-3 registos de avarias via telefone Dando sequência ao preconizado pelo Regulamento 455/2013 Regulamento da Qualidade de Serviço do Setor Elétrico e à Diretiva da ERSE nº 20/2013, que aprova os parâmetros da regulação da qualidade de serviço do setor elétrico, encontram-se designados no seu ponto 8 os Indicadores gerais da qualidade de serviço comercial e respetivos padrões, respeitantes aos seguintes temas: Atendimento telefónico para comunicação de avarias - Artigo 36º; Pedidos de informação apresentados por escrito Artigo 39º; Ativação de fornecimento de energia elétrica Artigo 46º; Frequência da leitura de equipamentos de medição Artigo 49º. Embora sejam quantificados ao abrigo do RQS e não se encontrem previstos pela ERSE padrões associados, os restantes indicadores de avaliação da qualidade de serviço comercial que irão ser objeto de análise neste relatório, são os seguintes: Serviço de Ligação às Redes Artigo 45º; Atendimento Presencial Artigo 32º; Atendimento Telefónico para comunicação de leituras Artigo 35º; 12

13 Atendimento Telefónico comercial Artigo 37º; Atendimento Telefónico no âmbito do DL 134/2009 (Call Centers) Artigo 34º; Tempo de resposta a reclamações Artigo 42º; Artigo 43º e Artigo 44º; Visitas combinadas com clientes Artigo 47º; Assistência técnica após comunicação de avaria na instalação de clientes Artigo 48º; Restabelecimento do fornecimento de energia, após interrupção por facto imputável ao cliente Artigo 50º; Apresentamos ainda neste relatório o número e montantes envolvidos nas compensações por incumprimento dos padrões individuais da qualidade de serviço por parta da EDA S.A., ao abrigo do Artigo 52º, bem como das compensações pagas à EDA, S.A. pelos clientes pelo não cumprimento destes em situações de visitas combinadas, referidas nos Artigos 47º e 48º. São ainda apresentados os quadros relativos aos clientes com necessidades especiais e clientes prioritários Tempo de ligação à rede de instalações de baixa tensão Conforme pode ser verificado na Tabela 2-3 e na sua representação gráfica, encontra-se apresentada a realização do serviço de ligação às redes de baixa tensão relativos ao ano de 2016, tal como preconizado pelo nº 3 do Art.º 45º do RQS. Em termos quantitativos, verificou-se que, de um total de Pedidos de Fornecimento de Energia em BT, foram elaborados num prazo igual ou inferior a 15 dia úteis, o que corresponde a uma percentagem de 95 %, ao nível de realização EDA, S.A. Serv iço de Ligação às Redes 1º 2º 3º 4º Trimestre Trimestre Trimestre Trimestre Total Anual Nº de requisições de serviços de ligação em BT Nº de requisições de serviços de ligação em BT 15 dias úteis Nº de requisições de serviços de ligação em BT anuladas % de requisições de serviços de ligação em BT 15 dias úteis % 96% 97% 91% 95% Tabela 2-4 Serviço de ligação às redes de BT 13

14 Serv iço de ligação às redes Nº de requisições de serviços de ligação em BT Nº de requisições de serviços de ligação em BT 15 dias úteis Nº de requisições de serviços de ligação em BT anuladas º Trimestre 2º Trimestre 3º Trimestre 4º Trimestre Total Anual 283 Gráfico 2-1 Serviço de ligação às redes de BT Ativação de Fornecimento em Baixa Tensão Durante o ano de 2016 e conforme estabelecido através do nº 3 do Art.º 46º do RQS, a Tabela 2-5 abaixo apresentada, associada à celebração de contratos de fornecimento de energia elétrica em BT, foram apresentadas pelos clientes solicitações, das quais foram ativadas até 2 dias úteis representando 99,8% de realização por parte da EDA, S.A., ficando bastante acima do preconizado na Diretiva nº 20/2013 da ERSE, onde se indica o valor de 90%, como padrão exigível. Foram ainda verificadas 34 solicitações em que os clientes solicitaram uma data de ativação com prazo superior a 2 dias úteis, tendo-se verificado um tempo médio de ativação de fornecimento de 1,3 dias. 14

15 Ativ ação de Fornecimento 1º Trimestre 2º Trimestre 3º Trimestre 4º Trimestre Total Anual Nº de solicitações de ativação do fornecimento em BT Nº de ativações 2 dias úteis Nº de ativações > 2 dias úteis Nº de situações em que o cliente solicitou data de ativação com prazo > 2 dias úteis Soma de todos os tempos entre a celebração do contrato e a realização da respetiva ativação, em dias úteis Tempo médio de ativação do fornecimento 1,4 1,3 1,3 1,3 1,3 % de Ativação de fornecimento - Padrão 90% 99,8% 99,7% 99,7% 100,0% 99,8% Tabela 2-5 Ativação de fornecimento em BT Atendimento presencial Ao abrigo do estipulado no nº 4 do Artigo 32º do RQS e no caso concreto do atendimento presencial dos centros de atendimento, o cálculo do respetivo indicador é determinado, de acordo com o nº 3 do Artigo 33º, pelo tempo que medeia entre o instante em que a senha é retirada pelo cliente à chegada ao local de atendimento, sendo-lhe atribuído o número de ordem, e o início do seu atendimento. Este deve ser calculado para os centros de atendimento que garantiram pelo menos 40% dos atendimentos efetuados no período em análise. Assim sendo, a análise irá recair nas ilhas de São Miguel, Terceira e Faial, pois é nestas ilhas que se encontram os centros de atendimento com maior fluxo de clientes, que garantem valores percentuais acima do preconizado pelo RQS e com capacidade de análise deste indicador, uma vez que dispõem de sistema automático de gestão de filas de espera. As lojas comerciais que irão estar sob análise para a concretização deste indicador são as Lojas da Matriz de Ponta Delgada, do Caminho da Levada e da Ribeira Grande na Ilha de São Miguel, as lojas de Angra do Heroísmo e da Praia da Vitória na Ilha Terceira e a loja da Horta na Ilha do Faial, que equivalem a 68,8% do total dos atendimentos presencias em Lojas comerciais da EDA, S.A., conforme Tabela 2-6, abaixo apresentada. A análise do Gráfico 2-2 permite-nos verificar que a percentagem de tempos de espera até 20 minutos nas 6 lojas comerciais de maior fluxo de atendimento presencial, é de 96%. 15

16 16 Atendimentos na Rede de Lojas e Centros de Energia % das Lojas com sistema automático de gestão de filas de espera Matriz - Ponta Delgada Levada - Ponta Delgada Ribeira Grande Angra do Heroísmo Praia da Vitória Horta Restantes Lojas e Total EDA Centros de Energia Matriz - Ponta Delgada Levada - Ponta Delgada Ribeira Grande Angra do Heroísmo Praia da Vitória Horta ,80% Tabela 2-6 Atendimentos presenciais em lojas comerciais da EDA, S.A. 100% 90% 98% 97% 98% 93% 91% 99% 96% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% Matriz - Ponta Delgada Caminho da Levada Ribeira Grande Angra do Heroísmo Praia da vitória Horta Total Anual Gráfico 2-2 Tempo de espera nos centros de atendimento até 20 minutos Atendimento telefónico O atendimento telefónico da EDA, S.A. é realizado no call center (serviço de apoio ao cliente), onde as chamadas recebidas de forma automática são tipificadas de acordo com a categoria do assunto a tratar, através das opções que são facultadas ao cliente e que são de atendimento telefónico comercial, atendimento telefónico para comunicação de avarias e atendimento telefónico para comunicação de leituras. A opção de atendimento telefónico comercial leva de 16

17 imediato a que a chamada seja reencaminhada para um atendedor do call center. De acordo com o Art.º 34º do RQS, para cada contacto telefónico, o indicador é calculado recorrendo à medição do tempo de espera, compreendido entre o sinal de chamada e o início de resposta do atendimento. Os operadores das redes de distribuição, os comercializadores de último recurso e os comercializadores, devem avaliar o desempenho dos seus sistemas de atendimento telefónico, ao nível da comunicação de leituras, comunicação de avarias e atendimento comercial. Deste modo abaixo se apresentam, os valores obtidos pela EDA, S.A. em 2016, para cada uma das situações acima referidas Atendimento telefónico para comunicação de leituras De acordo com o Art.º 35º do RQS, em 2016 e conforme se pode verificar na Tabela 2-7, abaixo apresentada, a percentagem do atendimento telefónico para comunicação de leituras de forma automática, foi de 86%, em relação ao número total de chamadas recebidas para o mesmo efeito. Número total de chamadas recebidas para comunicação de leituras (Agentes + IVR) Atendimento telefónico para comunicação de leituras 1º Trimestre 2º Trimestre 3º Trimestre 4º Trimestre Total Anual Número de leituras registadas de forma automática (IVR) % Atendimento telefónico para comunicação de leituras 83% 99% 99% 71% 86% Tabela 2-7 Atendimento telefónico para comunicação de leituras 17

18 Atendimento telefónico para comunicação de avarias Dando cumprimento ao preconizado pela na Diretiva nº 20/2013 da ERSE e de acordo com o Art.º 36º do RQS no ano de 2016, a EDA, S.A. ultrapassou o padrão definido em 85% do atendimento para comunicação de avarias em tempo igual ou inferior a 60 segundos, apresentando um valor de 92%, conforme se pode verificar na Tabela 2-8. Atendimento telefónico para comunicação de av arias Número de atendimentos telefónicos de comunicação de avarias 1º Trimestre 2º Trimestre 3º Trimestre 4º Trimestre Total Anual Número de atendimentos 60 segundos Número de atendimentos > 60 segundos Número total de desistências no atendimento telefónico Número de desistências 60 segundos Número de desistências > 60 segundos Soma de todos os tempos de espera (segundos) Tempo médio de espera (segundos) 11,17 14,30 14,01 19,00 14,24 % de atendimento 60 segundos - Padrão 85% 93% 93% 92% 89% 92% Tabela 2-8 Atendimento telefónico para comunicação de avarias Atendimento telefónico comercial 80%, conforme se pode verificar na Tabela 2-9. No decorrer do ano de 2016, o indicador de atendimento telefónico comercial que identifica os contactos com tempo de resposta até 60 segundos, apresentou um nível de 18

19 Número de atendimentos telefónicos de âmbito comercial Número de atendimentos telefónicos com tempo de espera 60 segundos Número de atendimentos telefónicos com tempo de espera > 60 segundos % de atendimentos telefónicos com tempo de espera 60 segundos Atendimento telefónico - Comercial 1º Trimestre 2º Trimestre 3º Trimestre 4º Trimestre Total Anual % 84% 84% 84% 80% Tabela 2-9 Atendimento telefónico comercial Atendimento telefónico no âmbito do DL 134/2009 (Call Centers) No âmbito do Decreto-Lei nº 134/2009, de 02 de junho, em que se estabelece o regime jurídico aplicável aos centros de atendimento telefónico de relacionamento (call centers), o serviço deve permitir que, caso não seja possível atender uma chamada até aos 60 segundos, o cliente deixe o seu contacto e indique o motivo da sua chamada. O RQS, a este propósito, define para estes casos que o cliente deva ser contactado no prazo máximo de 2 dias úteis (call back), a partir da data do contacto efetuado sem sucesso. Conforme Tabela 2-10, este prazo foi cumprido pela EDA, S.A. em 2016, para todas as situações verificadas. Atendimento telefónico no âmbito da DL 134 / 2009 (Call Cent ers ) Número de situações em que não foi possível o atendimento 60 segundos e em que o cliente deixou o seu contacto e identificação da finalidade da chamada Número de contactos posteriores na sequência de situações em que não foi possível o atendimento até 6o segundos 1º Trimestre 2º Trimestre 3º Trimestre 4º Trimestre Total Anual Número de contactos posteriores na sequência de situações em que não foi possível o atendimento até 60 segundos, realizados até 2 dias úteis após a situação que originou o contacto Soma de todos os tempos de resposta dos contactos posteriores na sequência de situações em que não foi possível o atendimento até 60 segundos, em dias úteis % de contactos posteriores até 2 dias úteis após a situação que originou ,0% 100,0% 100,0% 100,0% 100,0% 19 Tabela 2-10 Atendimento telefónico no âmbito do DL 134/2009 (call centers)

20 Pedidos de Informação apresentados por escrito No que diz respeito aos pedidos de informação que a EDA, S.A. recebeu por escrito, está estabelecido pela Diretiva 20/2013 da ERSE, que o valor padrão deste indicador geral de qualidade comercial é de 90%. De acordo com o nº 4 do Artigo 39º do RQS este indicador geral deve ser calculado através do quociente entre o número de pedidos de informação apresentados por escrito cuja resposta não excedeu 15 dias úteis e o número total de pedidos de informação apresentados por escrito. Da análise da Tabela 2-11, podemos concluir que o padrão exigido pela ERSE de 90% dos pedidos de informação apresentados por escrito e respondidos num prazo igual ou inferior a 15 dias úteis, foi cumprido integralmente e até bastante ultrapassado, tendo a EDA, S.A. apresentado em 2016 um valor de 99%. Pedidos de informação 1º Trimestre 2º Trimestre 3º Trimestre 4º Trimestre Total Anual Número de pedidos de informação por escrito recebidos Pedidos de Informação por escrito que foram respondidos Número de PI por escrito que foram respondidos em 15 dias úteis % de pedidos de informação apresentados por escrito e respondidos em 15 dias úteis - Padrão 90% % 100% 98% 100% 99% Tabela 2-11 Pedidos de informação respondidos até 15 dias úteis Frequência de leitura de equipamentos de medição Conforme o nº 2 do Artigo 49º do RQS a frequência da leitura dos equipamentos de medição é avaliada por um indicador geral, devendo o mesmo ser calculado através do quociente entre o número de leituras com intervalo, face à leitura anterior, inferior ou igual a 96 dias e o número total de leituras. De acordo com a Diretiva 20/2013 da ERSE o padrão associado a este indicador geral de qualidade comercial é de 92%. Como pode ser verificado através da Tabela 2-12, a EDA, S.A. apresenta um valor de 92%, o que indica cumprimento do preconizado pela ERSE. 20

21 Leitura de Equipamentos de Medição 1º Trimestre 2º Trimestre 3º Trimestre 4º Trimestre Total Anual Número total de contadores em BTN com contrato ativo Número de leituras em BTN realizadas pelo operador da rede de distribuição Número de leituras em BTN fornecidas pelos clientes ou comercializadores Número de estimativas em BTN utilizadas para faturação Número de leituras em BTN com intervalo face à leitura anterior com prazo inferior ou igual a 96 dias % Frequência da leitura de equipamentos de medição - Padrão 92% % 93% 93% 90% 92% Tabela 2-12 Contadores com leitura até 96 dias, face à leitura anterior Reclamações Sempre que um cliente do operador da rede de distribuição e do comercializador de último recurso da RAA apresenta uma reclamação, 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 úteis, após a data de receção da reclamação. De referir ainda que, de acordo com o nº 2 do Artigo 42º do RQS, a apresentação de reclamações sobre faturação determina a suspensão de eventuais ordens de interrupção de energia por falta de pagamento da fatura reclamada, até à sua apreciação pelo comercializador de último recurso, desde que acompanhada de informações concretas e objetivas que coloquem em evidência a possibilidade de ter ocorrido um erro de faturação. Das reclamações recebidas e respondidas pela EDA, S.A. em 2016, verifica-se que foram respondidas dentro do prazo preconizado pelo nº 4 do Art.º 41ª do RQS, daí a percentagem de 99% abaixo apresentada na Tabela

22 22 Reclamações 1º Trimestre 2º Trimestre 3º Trimestre 4º Trimestre Total Anual Número de reclamações recebidas Número de reclamações respondidas Número de reclamações respondidas 15 dias úteis Soma dos tempos de resposta em dias úteis % de reclamações respondidas 15 dias úteis 99% 100% 98% 98% 99% Tabela 2-13 Tratamento de reclamações Registo de reclamações pelos cinco temas principais 1º Trimestre 2º Trimestre 3º Trimestre 4º Trimestre Total Anual Prejuízos causados Faturação Redes Sistema de contagem Atendimento Tabela 2-14 Registo de reclamações pelos cinco temas principais Na Tabela 2-14, são ainda indicados os principais cinco temas das reclamações apresentadas pelos clientes em Visitas combinadas De acordo com o Art.º 47º do RQS o comercializador de último recurso pode combinar visitas a instalações de clientes, em que o início da visita ocorra num intervalo de tempo com uma duração máxima de 2,5 horas. Na EDA, S.A. os intervalos de tempo atrás referidos são os seguintes: 09:00 horas / 11:30 horas; 11:30 horas / 14:00 horas; 14:00 horas / 16:30 horas. Os comercializadores de último recurso e os clientes podem solicitar o cancelamento ou reagendamento das visitas combinadas, desde que até às 17:00 horas do dia útil anterior, não havendo nestas situações direito a qualquer compensação. Através de agendamento prévio com os clientes a EDA, S.A. realizou em visitas combinadas instalações dos clientes e tendo sido cumprido o prazo estabelecido no RQS, em 97% das situações. 22

23 Visitas Combinadas 1º Trimestre 2º Trimestre 3º Trimestre 4º Trimestre Total Anual Número de visitas combinadas agendadas Número de visitas combinadas realizadas Número de visitas combinadas realizadas nos prazos previstos no RQS % de visitas combinadas realizadas nos prazos previstos no RQS % 96% 98% 99% 97% Tabela 2-15 Visitas Combinadas - OPCC Assistência técnica após comunicação de avaria pelo cliente De acordo com o Artigo 48º do RQS sempre que a entidade concessionária do transporte e distribuição tenha conhecimento de avarias na alimentação individual de energia elétrica dos seus clientes de BT, deve dar início à intervenção dos trabalhos com o objetivo do seu restabelecimento no máximo de 3 horas para clientes prioritários e de 4 horas para os restantes clientes. Se a comunicação da avaria à entidade concessionária do transporte e distribuição for efetuada fora do período das 8 às 24 horas, os prazos atrás indicados apenas começam a contar a partir das 8 horas da manhã seguinte. Conforme Tabela 2-16, o total de pedidos de assistência técnica a instalações de clientes prioritários em 2016 foi de 5, tendo sido sempre cumprido o prazo estipulado no RQS, nomeadamente, na alínea a) do nº 4 do Art.º 48º. No que diz respeito aos clientes não prioritários o total de pedidos de assistência foi de 3_018, dos quais foram cumpridos no prazo estipulado pela alínea b) do nº 4 do Art.º 48º do RQS, o que perfaz um valor percentual de 98% e 766 situações foram assistências técnicas a instalações cuja responsabilidade não era do ORD. 23

24 24 Número total de comunicações de avarias nas instalações dos clientes Assistência Técnica 1º Trimestre 2º Trimestre 3º Trimestre 4º Trimestre Total Anual Número total de assistências técnicas a instalações de clientes prioritários Número de assistências técnicas a instalações de clientes prioritários, com tempo de chegada ao local inferior a 3 horas Número total de assistências técnicas a instalações de clientes não prioritários Número de assistências técnicas a instalações de clientes não prioritários, com tempo de chegada ao local inferior a 4 horas Número de assistências técnicas a avarias nas instalações dos clientes, cuja responsabilidade não é do ORD Soma de todos os tempos de chegada ao local em minutos % de assistências técnicas a instalações de clientes prioritários com tempo de chegada ao local inferior a 3 horas % de assistências técnicas a instalações de clientes não prioritários com tempo de chegada ao local inferior a 4 horas % 100% % 100% 98% 98% 99% 98% 98% Tabela 2-16 Assistência técnica após comunicação de avaria pelo cliente Restabelecimento do fornecimento de energia após interrupção do serviço por facto imputável ao cliente Estão definidos no RQS os factos imputáveis aos clientes que podem levar à suspensão do fornecimento de energia elétrica. A partir do momento em que esteja ultrapassada a situação que levou à suspensão do serviço e liquidados os pagamentos determinados legalmente, a entidade concessionária de transporte e distribuição, bem como os comercializadores de último recurso, têm um prazo máximo para restabelecer o fornecimento de energia elétrica na instalação individual do cliente. De acordo com o nº 4 do Artigo 50º os prazos são os seguintes: 12 Horas para clientes BTN; 8 Horas para os restantes clientes; 24

25 4 Horas para os casos em que o cliente pague o preço adicional para restabelecimento de energia elétrica fixado pela ERSE, ao abrigo do nº 2 do Artigo 76º do RRC. Analisando a Tabela 2-17, podemos apurar que em 2016 a EDA, S.A. procedeu interrupções do fornecimento de energia elétrica efetuadas após suspensão do serviço por facto imputável ao cliente e que destas, foram restabelecidas. De referir ainda que em situações de restabelecimento, foram cumpridos os prazos estipulado pelo RQS, o que traduz um valor de cumprimento de praticamente 100%. De referir ainda que não se verificou nenhuma situação de pretensão de restabelecimento com carater urgente. Restabelecimento do fornecimento de energia após facto imputáv el ao cliente Número de interrupções do fornecimento por facto imputável ao cliente 1º Trimestre 2º Trimestre 3º Trimestre 4º Trimestre Total Anual Número de solicitações de restabelecimento após interrupção por facto imputável ao cliente Número de solicitações de restabelecimento após interrupção por facto imputável ao cliente, cujo restabelecimento foi realizado Número de solicitações de restabelecimento após interrupção por facto imputável ao cliente, cujo restabelecimento foi realizado em prazo ao estabelecido no RQS % de restabelecimentos realizados dentro dos prazos definidos no RQS ,00% 99,96% 100,00% 99,90% 99,97% Tabela 2-17 Restabelecimento do fornecimento de energia após interrupção do serviço por facto imputável ao cliente Compensações pagas pela EDA, S.A. por incumprimento dos padrões individuais de qualidade Conforme Tabela 2-18, em 2016 foram identificadas 50 situações de incumprimento dos padrões definidos no Art.º 52º do RQS, das quais 29 foram por impossibilidade de aceder à instalação do cliente em situação em que o acesso se revelava indispensável ao cumprimento dos padrões individuais de qualidade e 21 por incumprimento da EDA, S.A. no prazo de chegada ao local da instalação do cliente. Foi efetuado o pagamento de compensações no montante de 420,00. 25

26 26 Ilha Concelho Total de intervenções iniciadas fora dos prazos regulamentares N.º de exclusões por impossibilidade de aceder à instalação do cliente, caso o acesso se revele indispensável ao cumprimento dos padrões individuais de qualidade N.º de compensações pagas pelo ORD aos clientes, por incumprimento em assistência técnica, do prazo de chegada ao local Montante pago em compensações pelo ORD aos clientes, por incumprimento em assistência técnica, do prazo de chegada ao local Santa Maria Vila do Porto ,00 São Miguel Terceira Lagoa ,00 Ponta Delgada ,00 Campo ,00 Povoação ,00 Nordeste ,00 Ribeira Grande ,00 Heroismo ,00 Praia da Vitoria ,00 Graciosa Graciosa ,00 São Jorge Pico Calheta ,00 Velas ,00 Lajes do Pico ,00 Madalena ,00 São Roque ,00 Faial Horta ,00 Flores Lajes das Flores ,00 Flores ,00 Corvo Corvo ,00 Totais ,00 Tabela 2-18 Compensações pagas a clientes por incumprimento dos padrões de qualidade de serviço 26

27 Compensações pagas aos operadores de redes de distribuição por incumprimento de clientes Ao abrigo do nº 7 do Art.º 47 do RQS, em caso de ausência do cliente na instalação, após ter agendado visita combinada com a EDA, S.A. e tendo esta comparecido no intervalo acordado, o operador da rede de distribuição tem direito a uma compensação (preço regulado), nos termos do nº 2 do Art.º 55º do RQS. Por outro lado, ao abrigo do nº 7 do Art.º 48º do RQS, se a avaria comunicada à entidade concessionária se situar na instalação 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), ao abrigo do nº 3 do Artigo 55º do RQS. A Tabela 2-19, reflete as compensações acima referidas para o ano de ILHA Valores acumulados (total ano 2016) RQS Artº 47 RQS Artº 48 Total Quantidade Montante Quantidade Montante Quantidade Montante Santa Maria , ,00 São Miguel 3 60, , ,00 Terceira 1 20, , ,00 Graciosa 1 20, , ,00 São Jorge , ,00 Pico , ,00 Faial , ,00 Flores , ,00 Corvo 0,00 0 0,00 EDA 5 100, , ,00 Tabela 2-19 Compensações pagas aos operadores das redes de distribuição por incumprimento dos clientes 2.3. Clientes com necessidades especiais e clientes prioritários Nos Artigos 62º a 67º do RQS, estão estabelecidas as regras destinadas a acautelar um relacionamento comercial com qualidade entre os operadores de rede / comercializadores de último recurso e os clientes com necessidades especiais e clientes prioritários. Neste sentido, a EDA, S.A. tem desenvolvido diversos esforços que visam assegurar um relacionamento comercial de qualidade, dando especial atenção aos clientes com necessidades especiais, especificados como deficientes motores, visuais ou auditivos, bem como dependentes de equipamentos médicos imprescindíveis à sua sobrevivência. 27

28 28 As tabelas abaixo apresentadas refletem o registo de clientes com necessidades especiais e clientes prioritários existentes na base de dados da EDA, S.A. atualmente. Clientes com necessidades especiais Número de clientes com limitações no domínio da visão - cegueira total ou hipovisão Número de clientes com limitações no domínio da audição - surdez total ou hipoacusia Número de clientes com limitações no domínio da comunicação oral Número de clientes para os quais a sobrevivência ou a mobilidade dependam de equipamentos cujo funcionamento é assegurado pela rede elétrica ou que coabitem com pessoas nestas condições 1º Trimestre 2º Trimestre 3º Trimestre 4º Trimestre Tabela 2-20 Clientes com necessidades especiais Clientes prioritários Número de estabelecimentos hospitalares, centros de saúde ou entidades que prestem serviços equiparados Número de instalações de forças de segurança e instalações de segurança nacional 1º Trimestre 2º Trimestre 3º Trimestre 4º Trimestre Número de instalações de bombeiros Número de instalações da proteção civil Número de instalações de equipamentos dedicados à segurança e gestão de tráfego marítimo ou aéreo Número de instalações penitenciárias Número de outro tipo de instalações de clientes considerados prioritários Tabela 2-21 Clientes prioritários 28

29 2.4. Ações mais relevantes para garantia da qualidade de serviço de âmbito comercial Call Center O Call Center da EDA, S.A. foi objeto de um upgrade tecnológico e funcional (ao nível do supervisor) tendo em vista a garantia da boa exploração do software de suporte a toda a atividade e tendo sido incrementada a realização de novas campanhas de outbound, a saber: Avisos de suspensão do fornecimento de energia a clientes com faturas em dívida já vencida; Atualização de dados de clientes (NIF, contactos telefónicos, , códigos postais, etc ); Atualização da base de dados relativa a clientes com necessidades especiais e clientes prioritários. Alteração do Processo de Gestão de reclamações 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, S.A. 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-horárias e trihorárias, através da realização de projeções e simulações com base em dados reais de consumo dos clientes, bem como da promoção dos descontos sociais de eletricidade (Tarifa Social). Ainda no âmbito da promoção do seu portfólio de produtos e serviços a EDA, S.A. tem vindo a participar em diversos eventos (Ex: feiras de atividades económicas, dia mundial da energia, etc ) com o seu stand itinerante bem como com as suas lojas móveis. Foi iniciado um projeto de reformulação do processo de gestão de reclamações, com vista a permitir gerir os tempos de resposta levando em linha de conta as situações de pendência quer da EDA, S.A. quer do cliente, bem como, o envio de cartas intercalares e contagem de prazos. Ações de caráter promocional junto dos clientes Durante o ano de 2016, a EDA, S.A. promoveu diversas iniciativas de sensibilização à utilização eficiente da eletricidade e da energia em geral, através de publicações Dando continuidade ao que já vinha decorrendo de 2015, em 2016 foram iniciados vários projetos relevantes ao nível do Ciclo Comercial, nomeadamente ao nível de cobranças e faturação. Devido ao projeto de Upgrade SAP IS-U, Conversão Unicode e Certificação, em curso, não foi possível a sua conclusão em 2016, sendo a mesma adiada para Os projetos em questão encontram-se abaixo referidos. Implementação da versão integrada dos Terminais de Pagamento Automático (TPA) nas Lojas EDA, S.A. e Centros de Energia 29

30 30 Para 2016, foi prevista a implementação da versão integrada dos TPA, no entanto dada a sua complexidade e estando em curso o projeto de upgrade, Unicode e certificação do SW, da aplicação de gestão comercial (SAP IS-U), esta não foi possível, pelo que a sua concretização ficará adiada para Evolução de processos SEPA Após a implementação do SEPA DD em agosto/14 (com as funcionalidades consideradas suficientes para assegurar a boa cobrança por esta via) e dada a experiência adquirida, verificamos a necessidade de evoluir e melhorar alguns processos em produção bem como implementar novas funcionalidades que trarão benefícios para toda a atividade comercial, nomeadamente ao nível de: 1- Atividades IS-U ao nível do tratamento das devoluções e rejeições bancárias de acordo com o respetivo motivo; 2- Informação constante nas cartas e indicação no ISU de devolução bancária; 3- Relatório de Informação dos registos devolvidos; 4- Melhorias quanto ao formulário do mandato. Este projeto, inicialmente previsto para 2016, só será implementado em 2017 em consequência do projeto, em curso, de upgrade, Unicode e certificação do SW, da aplicação de gestão comercial (SAP IS-U). Melhoria do processo de cobrança em BackOffice (dos valores depositados na conta bancária da EDA, S.A.) Durante o ano de 2016 decorreu a fase de projeto para implementação no sistema comercial de um processo de cobrança em BackOffice (dos valores depositados na conta bancária da EDA, S.A.) semelhante ao processo de cobrança em loja. Data prevista de implementação: ano 2017 Referências Expresso Durante o ano de 2016 decorreu a fase de projeto da atribuição de referências de pagamento MB avulso para pagamento de faturas sempre que solicitado pelo cliente. Será implementado em Reestruturação do processo de dunning de dívidas Durante o ano de 2016, decorreu a fase de projeto da restruturação do dunning de dívidas (trata-se da 2ª fase, uma vez que numa primeira fase, o processo até à data da geração de Ordem de Serviço de corte e de Ordem de serviço de revisão de corte já foi otimizado), que pretende automatizar todo o processo de gestão da dívida, sobretudo a componente posterior à geração da ordem de revisão de corte, passando pela carta de notificação para eventual execução judicial, até à listagem de dívidas para imparidades, que não se encontra, atualmente, automatizada no ISU. Data prevista de implementação: ano 2017 Dunning de leituras Apesar dos custos com esta atividade serem reconhecidos pela ERSE como sendo afetos à atividade da distribuição, a verdade é que o grande objetivo deste projeto é o de evitar que seja invocada a figura de prescrição e caducidade pelos clientes reiteradamente 30

31 ausentes e com contador instalado no interior das instalações, ou no exterior, mas sem acesso a partir da via pública, condição que tem impacto direto na nossa cobrança. Trata-se, como tal, de um importante projeto que se encontra suspenso até à conclusão do projeto de upgrade, Unicode e certificação do SW, da aplicação de gestão comercial (SAP IS-U). projeto só poderá ser desenvolvido após a conclusão do projeto de Upgrade SAP IS-U, Conversão Unicode e Certificação em curso. Data prevista de implementação: ano 2017 Campanha de atualização de acessibilidades dos contadores de energia BTN Tratou-se de uma campanha indispensável para caraterizar o grau de acessibilidade de cada contador, permitindo atuar em tempo útil, se necessário com processos de dunning de leituras, para obstar a potenciais situações de prescrição e caducidade invocadas. Identificação massiva das coordenadas GPS de cada contador de energia BTN Trata-se de uma campanha indispensável para evitar penalizar a eventual prescrição e caducidade decorrente de contadores que não são objeto de leitura por se encontrarem em local de acesso condicionado, evitando ainda demoras relacionadas com a localização dos locais onde se encontram instalados. A conclusão deste projeto terá lugar em 2017, uma vez que foi indispensável reformular a plataforma de comunicação dos TPL com os servidores necessários aceder para o efeito. Implementação dos códigos postais de 7 dígitos dos endereços dos clientes no sistema comercial (CP7) Em 2016 deu-se início à fase de projeto da implementação dos códigos postais de 7 dígitos dos endereços dos clientes no sistema comercial (CP7). Como já foi referido, este 31

32 3. Continuidade de serviço Ao nível da continuidade de serviço, a qualidade é aferida através de indicadores gerais para as redes de distribuição em média tensão (MT) e distribuição em baixa tensão (BT), bem como indicadores individuais para os pontos de entrega das mesmas redes. Neste capítulo apresentam-se os indicadores gerais e individuais de continuidade de 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). 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 70,2% do número total destes equipamentos. As zonas do tipo A e B apresentavam, a 31 de dezembro, 18,6% e 11,2%, respetivamente. No que respeita à potência instalada o cenário é ligeiramente diferente: os equipamentos de zonas do tipo C representam cerca de 53,7% do total da potência instalada, enquanto as zonas do tipo A e B representam 30,1% e 16,2% respetivamente. Em 2016, na Região Autónoma dos Açores registou-se um ligeiro agravamento do número de ocorrências. O comportamento individual das várias ilhas da Região é distinto, verificando-se situações de melhoria e, também, o inverso. No ano em análise verificaram-se ocorrências que afetaram PdE da rede MT, mais 1,1% do que o verificado em 2015, ou seja, mais 18 ocorrências. As ocorrências referidas deram origem a cerca de 27 mil interrupções em PdE da rede de distribuição MT, uma melhoria de 18,6% face ao valor registado em 2015 (menos 6_215 interrupções). Face aos padrões estabelecidos no Regulamento da Qualidade de Serviço, verifica-se o cumprimento da generalidade dos indicadores, com alguns incumprimentos pontuais Ocorrências Em 2016 verifica-se um aumento do número de ocorrências nas ilhas Santa Maria, São Miguel, Terceira, São Jorge e Corvo. Nas restantes ilhas verificou-se uma redução, mais significativa nas ilhas Graciosa e do Pico. Face a 2015 constata-se um aumento de 3,3% (+3) do número de ocorrências com origem nos centros produtores, e de 1,0% (+15) do número de ocorrências com origem nas redes SANTA MARIA SAO MIGUEL TERCEIRA GRACIOSA SAO JORGE PICO FAIAL FLORES CORVO Tabela Evolução do número de ocorrências Salienta-se que, das referidas ocorrências registadas em 2016, 68,5% dizem respeito a situações previstas (por: acordo com o cliente, razões de serviço e factos imputáveis ao cliente), mais 6,9% do que em 2015, tendo-se assistido a uma diminuição de 56 ocorrências devidas a situações acidentais (- 9,6%). 32

33 Ocorrências Previstas Acidentais Previstas Acidentais SANTA MARIA SAO MIGUEL TERCEIRA GRACIOSA SAO JORGE PICO FAIAL FLORES CORVO Previstas Acordo Cliente; 12 - Previstas Razões Serviço; 14 - Fato imputável ao cliente; 21 - Acidentais Fortuitas força-maior; 23 - Razões segurança; 24 - Causas Próprias; 25 - Reengates; 26 - Fato imputável cliente 91 - Eventos excecionais Fortuitas forçamaior/vento Intensidade excecional; 92 - Eventos excecionais intervenção terceiros Tabela Evolução do número de ocorrências por causa Das ocorrências registadas 13,9% são respeitantes situações imprevistas por causas próprias, 11,8% são reengates, 4,7% referem-se a deslastre de cargas por razões de segurança e 0,5% deveram-se a casos fortuitos ou de força-maior. Em 2016 verificaram-se 7 incidentes cuja excecionalidade foi solicitada pela EDA, S.A. e aprovada pela ERSE. Ao nível das diversas ilhas da Região, relativamente aos valores registados em 2015, verifica-se um aumento de ocorrências acidentais em Santa Maria, São Jorge e Faial. As restantes ilhas apresentaram menos ocorrências acidentais, com reduções entre 12,4% e 40,9%. Apresenta-se de seguida uma breve análise à evolução das situações que originaram interrupções em 2016, quando comparadas com

34 Ocorrências Produção Redes Produção Redes EDA EDA Renováveis Dist. BT Dist. MT Inst. Cliente Transporte EDA EDA Renováveis Dist. BT Dist. MT Inst. Cliente Transporte SANTA MARIA SAO MIGUEL TERCEIRA GRACIOSA SAO JORGE PICO FAIAL FLORES CORVO Tabela Evolução do n.º de ocorrências por origem Em Santa Maria, no decorrer de 2016, verificaram-se mais 31 ocorrências, mais 4 relativas a ocorrências com origem em centros produtores e mais 27 com origem nas redes. Este incremento ao nível das redes deve-se, maioritariamente, a um maior número de intervenções para ações de manutenção. Na ilha de São Miguel registaram-se mais 22 ocorrências, resultado combinado de mais 57 ocorrências previstas e de menos 35 incidentes. Verificou-se menos 1 ocorrência com origem nos centros produtores, e mais 23 com origem nas redes. O aumento de ocorrências com origem nas redes é consequência, principalmente, de um maior número de intervenções em instalações de clientes por iniciativa destes e de ações de manutenção da rede. Na ilha Terceira, em 2016, constatou-se um aumento de ocorrências (43), quando comparado com Constata-se menos 3 ocorrências com origem nos centros produtores e mais 46 com origem nas redes. Verifica-se o aumento de ocorrências previstas (33,3%) e a diminuição do número de incidentes (-12,4%). Na ilha Graciosa, face a 2015, verificou-se uma redução de 52,1% do número de ocorrências, resultado do menor número de intervenções programadas (-41) e da diminuição do número de incidentes (-9). Ao nível das redes a redução verificada, -56,4%, deve-se, na maioria, a um menor número de intervenções na rede para manutenção, salientando-se, também, a redução de incidentes (-11) que o registado em Em São Jorge contabilizaram-se mais 20 ocorrências que em 2015, conjugação de menos 1 ocorrência com origem em centros produtores e mais 21 com origem nas redes. O aumento de ocorrências ao nível das redes justifica-se, na sua maioria, por um acréscimo de incidentes por causas próprias mais 20 que no ano anterior. Na ilha do Pico registou-se uma diminuição do número de ocorrências (-26), sendo que 10 das quais se referem a situações previstas, e 16 a incidentes. A redução verificou-se tanto ao nível das ocorrências com origem nos centros produtores (-45,0%), como ao nível das redes (-11,6%). No Faial constata-se uma redução do número total de ocorrências, menos 13 que em 34

35 2015. Verificaram-se mais 11 ocorrências com origem nos centros produtores (mais 3 na central térmica de Santa Bárbara e mais 8 no parque eólico do Salão) e menos 24 com origem nas redes. A ilha das Flores apresenta, em 2016, menos 10 ocorrências que o valor assinalado no ano anterior, menos 5 ocorrências para intervenções programadas e menos 5 acidentais. Comparativamente com 2015, registaram-se menos 1 ocorrência com origem nos centros produtores e menos 9 com origem nas redes. O Corvo totalizou em 2016, o mesmo número de incidentes que no ano anterior, sendo que se verificou mais uma ocorrência programada com origem nas redes Interrupções na rede MT da RAA As ocorrências registadas no ano de 2016 deram origem a cerca de 27,3 mil interrupções que afetaram os pontos de entrega de média tensão da Região, das quais cerca de 13,8 mil referem-se a interrupções curtas (cerca de 7 mil são relativos a reengates) e cerca de 13,5 mil interrupções longas. N.º Interrupções <= 3 min > 3 min Total Tabela 3-4- Evolução do n.º de interrupções em PdE da rede MT na RAA Quando comparado com os valores de 2015, em 2016 registaram-se menos 18,6% interrupções em pontos de entrega da rede MT, sendo que as interrupções de curta duração viram o seu número reduzir em 14,5% e as interrupções de longa duração diminuíram 22,4%. O número de interrupções com origem em centros produtores reduziu 8,8%, totalizando cerca de 8 mil: as interrupções longas reduziram cerca de 13,2% enquanto as interrupções curtas aumentaram 48,7%. As interrupções com origem nas redes registaram uma diminuição de 22,2% face a 2015, atingindo cerca de 19 mil, prevalecendo as interrupções de curta duração, que representam 67,6% deste valor. Comparativamente com o ano anterior, verificou-se uma redução de 31,1% de interrupções longas com origem nas redes e uma diminuição de 17,1% de interrupções de curta duração. Do valor total de interrupções, em pontos de entrega da rede de média tensão, 12,4% dizem respeito a interrupções previstas e os restantes 87,6% referem-se a incidentes nas redes ou centros produtores. As interrupções previstas são maioritariamente de curta duração (53,0%), sendo que as interrupções acidentais têm uma distribuição equivalente entre interrupções longas (49,9%), como de curta duração (50,1%). As interrupções de curta duração foram maioritariamente decorrentes de situações imprevistas (87,0%) e 92,8% tiveram origem na própria rede de distribuição em média tensão. Com origem em centros produtores, registaram-se 959 interrupções imprevistas de curta duração, mais 48,7% que em

36 2015 Previstas Prod. - EDA Prod. - Outros Transp. Dist. MT Dist. BT Inst. Cliente Acidentais Prod. - EDA Prod. - EDA Renováveis Transp. Dist. MT Dist. BT Inst. Cliente <= 3 min > 3 min Total <= 3 min > 3 min Total Tabela Evolução do n.º de interrupções por origem e duração Em 2016, registaram-se 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, com origem nas redes, são maioritariamente resultantes de reengates, 68,0% (religações automáticas após defeitos transitórios), cuja duração é inferior a um minuto, usualmente na ordem de milissegundos. Regista-se um aumento de interrupções curtas por causas próprias (7,6%). As interrupções curtas, com origem em centros produtores, de natureza acidental, tiveram como principais causas as razões de segurança (95,5%) e causas humanas de origem interna a esses centros produtores (4,5%). No decorrer de 2016, verificaram-se cerca de 14 mil interrupções de longa duração em pontos de entrega da rede de média tensão, sendo que cerca de 88,3% dizem respeito a situações acidentais. Das referidas interrupções a maioria, 54,5%, teve origem nos centros produtores. As interrupções longas com origem nas redes foram na sua maioria acidentais, com cerca de 67,3% devido a causas próprias e 8,0% desse número devido a eventos excecionais. A Tabela 3-7 apresenta as interrupções, em cada ilha, em PdE da rede MT, com desagregação quanto à duração (curtas: 3 minutos; longas: > 3 minutos). Quando comparado com 2015, constata-se que o número total de interrupções da Região diminuiu (-18,6%), verificando-se comportamentos distintos nas várias ilhas. Os crescimentos mais significativos, percentualmente, registaram-se nas ilhas Santa Maria (117,5%) e Corvo (45,0%). Registou-se o decréscimo do número total de interrupções nas ilhas do Pico (-48,3%), Flores (-42,4%), Graciosa (-25,2%), São Miguel (-24,8%) e Terceira (-11,7%). 36

37 N.º Interrupções SANTA MARIA Curtas Longas SAO MIGUEL Curtas Longas TERCEIRA Curtas Longas GRACIOSA Curtas Longas SAO JORGE Curtas Longas PICO Curtas Longas FAIAL Curtas Longas FLORES Curtas Longas CORVO Curtas Longas Total 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 Pico, enquanto nas ilhas Terceira, Graciosa, Faial, Flores e Corvo, são os centros produtores que mais contribuem para o número destas interrupções. Tabela Evolução do n.º de interrupções por ilha N.º Interrupções 2016 Curtas Prod. - EDA Prod. - EDA Inst. Renováveis Transp. Dist. MT Dist. BT Cliente Longas Prod. - EDA Prod. - EDA Inst. Renováveis Transp. Dist. MT Dist. BT Cliente SANTA MARIA SAO MIGUEL TERCEIRA GRACIOSA SAO JORGE PICO FAIAL FLORES CORVO Total Tabela N.º de interrupções 2016 por tipo de duração e origem

38 N.º Interrupções 2016 Previstas Acidentais SANTA MARIA SAO MIGUEL TERCEIRA GRACIOSA SAO JORGE PICO FAIAL FLORES CORVO 3 24 Total Previstas Acordo Cliente; 12 - Previstas Razões Serviço; 14 - Fato imputável ao cliente; 21 - Acidentais Fortuitas força-maior; 23 - Razões segurança; 24 - Causas Próprias; 25 - Reengates; 26 - Fato imputável cliente 91 - Eventos excecionais Fortuitas forçamaior/vento Intensidade excecional; 92 - Eventos excecionais intervenção terceiros Tabela N.º de interrupções longas por causa Pode-se verificar a desagregação, pela causa que as origina, das interrupções de duração longa na Tabela 3-8. Em 2016, constata-se a predominância na Região de razões de segurança, em centros produtores, como causa das interrupções longas. Verificou-se a preponderância de causas distintas nas várias ilhas: nas ilhas Terceira, Pico, Faial, Flores e Corvo predominam os incidentes por razões de segurança, enquanto nas ilhas de São Miguel, Graciosa e São Jorge as interrupções longas devem-se, maioritariamente, a incidentes por causas próprias. Na ilha de Santa Maria predominam as interrupções programadas por razões de serviço. Na ilha do Pico constata-se um peso significativo de interrupções devido a eventos excecionais (13,6%), que também tem alguma expressão nas ilhas São Miguel (5,7%) e São Jorge (4,2%). As interrupções por razões de serviço, existentes em todas as ilhas, têm mais expressão em Santa Maria (40,7%), na Graciosa (21,5%), no Pico (18,8%) e nas Flores (18,8%). Em Santa Maria os incidentes por razões de segurança representam 32,8% das interrupções longas, e os incidentes por causas próprias 23,7%. Em São Miguel 52,4% das interrupções longas são devidas a causas próprias e 31,3% por razões de segurança. Na Terceira cerca de 76,1% das interrupções longas resultam de razões de segurança. 38

39 3.2. Indicadores gerais 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 de curta duração poderão ser consultados com mais detalhe no Anexo III. No referido anexo também se encontram os indicadores gerais de continuidade de serviço por concelho Indicadores gerais MT - RAA Evolução dos indicadores globais Por comparação com o ano 2015 verifica-se uma melhoria dos indicadores globais de continuidade de serviço da RAA. Num horizonte de 5 anos, regista-se o melhor comportamento global para os indicadores SAIFI, SAIDI e TIEPI. No mesmo horizonte, o indicador MAIFI apenas apresenta melhor desempenho em 2012 e SAIFI RAA 10,8 8,5 9,4 9,1 7,0 MAIFI RAA 5,7 4,2 8,1 8,4 7,1 TIEPI RAA 7:25 4:11 4:44 3:47 2:52 SAIDI RAA 9:54 5:34 6:15 4:53 3:45 Tabela 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 MAIFI e SAIFI e horas e minutos para o TIEPI e o SAIDI; incluem interrupções previstas e imprevistas Evolução dos indicadores Zona Os indicadores de continuidade por zona de qualidade de serviço apresentam uma redução generalizada. Quando comparado com 2015, todos os indicadores melhoram em todas as zonas de qualidade do tipo B e C. No que diz respeito às zonas de qualidade do tipo A todos os indicadores melhoraram, exceto o indicador MAIFI (Momentary Average Interruption Frequency Index) SAIFI RAA 10,8 8,5 9,4 9,1 7,0 A 6,1 3,8 3,6 3,5 3,1 B 2,4 5,1 3,1 4,9 3,4 C 12,3 10,2 12,0 11,2 8,6 MAIFI RAA 5,7 4,2 8,1 8,4 7,1 A 3,4 1,4 3,1 3,0 3,8 B 0,6 4,2 5,5 9,6 5,7 C 6,5 4,9 9,8 9,6 8,2 TIEPI RAA 7:25 4:11 4:44 3:47 2:52 A 4:39 2:08 3:32 2:27 2:00 B 1:05 3:16 1:57 2:45 2:09 C 9:21 5:38 6:16 4:51 3:33 SAIDI RAA 9:54 5:34 6:15 4:53 3:45 A 5:58 2:16 4:17 2:47 2:33 B 0:52 3:23 2:35 3:02 2:15 C 11:17 6:48 7:23 5:45 4:19 Tabela 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 3-11 verifica-se uma maior frequência média de interrupções com origem na produção para todas as zonas de qualidade de serviço. Por outro lado, as interrupções com origem nas redes são as que mais contribuem para o valor dos indicadores MAIFI, TIEPI e SAIDI da RAA. Salientase que os indicadores referidos incluem as interrupções necessárias para intervenções de 39

40 serviço, para ações de manutenção, conservação e reparação. Ao nível da Região, os fatores mais preponderantes na frequência média de interrupções são incidentes por razões de segurança, causas próprias e as interrupções previstas por razões de serviço, em todas as zonas de qualidade Produção EDA Redes EDA Renováveis Transp. Dist. MT Dist. BT Inst. Cliente SAIFI RAA 2,9 0,9 0,1 2,9 0,0 0,1 A 1,9 0,2 0,2 0,7 0,0 0,2 B 1,3 0,9 1,1 0,2 C 3,5 1,0 0,2 3,8 0,0 0,1 MAIFI RAA 0,2 0,3 0,0 6,6 0,0 0,0 A 0,2 3,6 0,0 0,0 B 0,1 0,6 5,0 0,0 C 0,3 0,3 0,0 7,6 0,0 0,0 TIEPI RAA 1:01 0:05 0:06 1:17 0:00 0:21 A 0:56 0:03 0:02 0:32 0:00 0:25 B 0:25 0:04 1:18 0:20 C 1:15 0:06 0:09 1:42 0:00 0:19 SAIDI RAA 1:25 0:05 0:08 1:47 0:00 0:18 A 1:09 0:03 0:02 0:40 0:00 0:36 B 0:40 0:05 1:09 0:20 C 1:36 0:06 0:11 2:10 0:00 0:13 Tabela 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 três horas e trinta e quatro minutos, com valores mais preponderantes de interrupções previstas por razões de serviço e de incidentes por razões de segurança. incidentes por razões de segurança têm um peso ligeiramente superior Previstas Acidentais SAIFI RAA 0,1 0,7 0,1 3,2 2,7 0,0 0,1 0,1 A 0,2 0,3 0,0 1,6 1,0 0,0 B 0,2 0,2 2,1 0,8 0,0 C 0,1 0,9 0,1 3,7 3,4 0,0 0,2 0,2 MAIFI RAA 0,0 0,9 0,0 0,5 1,8 3,9 0,0 A 0,0 0,7 0,2 1,2 1,7 B 0,7 0,7 1,3 2,9 0,0 C 0,0 1,0 0,0 0,5 2,0 4,6 0,1 TIEPI RAA 0:19 0:55 0:01 0:50 0:36 0:01 0:00 0:05 A 0:25 0:26 0:01 0:45 0:21 0:00 B 0:20 0:56 0:30 0:22 0:00 C 0:16 1:11 0:01 0:59 0:49 0:02 0:01 0:09 SAIDI RAA 0:17 1:17 0:01 1:04 0:54 0:00 0:01 0:08 A 0:34 0:30 0:00 0:55 0:30 0:01 B 0:20 0:40 0:45 0:29 0:00 C 0:12 1:35 0:02 1:09 1:04 0:00 0:01 0: Prev istas Acordo Cliente; 12 - Prev istas Razões Serv iço; 14 - Fato imputáv el ao cliente; 21 - Acidentais Fortuitas força-maior; 23 - Razões segurança; 24 - Causas Próprias; 25 - Reengates; 26 - Fato imputáv el cliente 91 - Ev entos excecionais Fortuitas força-maior/vento Intensidade excecional; 92 - Ev entos excecionais interv enção terceiros Tabela Indicadores de continuidade de serviço da RAA, por zona e causa para interrupções longas (SAIFI n.º; TIEPI e SAIDI - hh:mm) Padrões Considerando as interrupções longas não excecionadas, por comparação com os padrões estabelecidos, os indicadores de continuidade de serviço da Região cumpriram os valores regulamentares em todas as zonas de qualidade de serviço. 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, nas zonas de qualidade tipo B, os 40

41 SAIFI RAA 2016 Acidentais Total Padrão A 0,0 1,6 1,0 2,6 4,0 B 2,1 0,8 3,0 7,0 C 0,1 3,7 3,4 7,2 10,0 TIEPI RAA A 0:01 0:45 0:21 1:08 - B 0:30 0:22 0:52 - C 0:01 0:59 0:49 1:51 - SAIDI RAA A 0:00 0:55 0:30 1:26 3:00 B 0:45 0:29 1:15 5:00 C 0:02 1:09 1:04 2:17 9: Acidentais Fortuitas força-maior; 23 - Razões segurança; 24 - Causas Próprias Tabela Indicadores de continuidade de serviço da RAA, para interrupções longas, não abrangidas pelo artigo 13º do RQS (hh:mm) 41

42 Indicadores MT - ilha TIEPI 2016 Produção Redes TIEPI EDA EDA Renováveis Transp. Dist. MT Distr. BT Inst. Cliente TIEPI SANTA MARIA 2:07 12:07 2:47 1:16 3:54 C 2:07 12:07 2:47 1:16 3:54 SAO MIGUEL 2:36 2:03 2:06 2:26 1:25 A 0:52 0:47 1:04 1:22 1:06 B 1:05 3:02 1:37 2:39 1:36 C 3:55 2:29 3:06 3:03 1:33 TERCEIRA 17:36 5:21 8:25 4:14 4:02 A 14:31 4:24 8:51 2:44 3:08 B 4:02 3:29 3:12 4:39 C 19:36 6:22 9:27 5:52 4:37 GRACIOSA 10:36 4:25 3:30 3:59 6:50 C 10:36 4:25 3:30 3:59 6:50 SAO JORGE 19:53 11:27 10:24 7:03 5:39 C 19:53 11:27 10:24 7:03 5:39 PICO 14:39 10:23 13:57 8:44 6:42 C 14:39 10:23 13:57 8:44 6:42 FAIAL 3:03 5:05 3:41 8:41 5:12 A 1:19 3:41 2:18 7:37 3:50 C 5:06 6:50 5:36 10:08 7:02 FLORES 17:09 11:48 11:27 7:39 2:47 C 17:09 11:48 11:27 7:39 2:47 CORVO 1:00 0:55 1:14 2:46 7:34 C 1:00 0:55 1:14 2:46 7:34 Tabela 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. Comparativamente a 2015, registou-se uma melhoria do TIEPI nas ilhas de São Miguel, Terceira, São Jorge, Pico, Faial e Flores. Nas restantes ilhas registaram-se agravamentos deste indicador. S. MARIA 0:09 0:03 3:30 0:00 0:10 C 0:09 0:03 3:30 0:00 0:10 S. MIGUEL 0:07 0:01 0:50 0:00 0:26 A 0:06 0:04 0:23 0:32 B 0:05 1:09 0:20 C 0:09 1:00 0:00 0:23 TERCEIRA 2:46 0:52 0:00 0:22 A 2:00 0:50 0:00 0:17 B 2:20 1:57 0:21 C 3:33 0:36 0:00 0:27 GRACIOSA 5:41 1:02 0:06 C 5:41 1:02 0:06 S. JORGE 0:29 0:00 5:08 0:00 0:00 C 0:29 0:00 5:08 0:00 0:00 PICO 1:01 0:00 1:34 4:00 0:00 0:04 C 1:01 0:00 1:34 4:00 0:00 0:04 FAIAL 3:59 0:06 1:02 0:04 A 3:11 0:31 0:06 C 5:02 0:14 1:42 0:02 FLORES 0:00 0:17 1:54 0:35 C 0:00 0:17 1:54 0:35 CORVO 2:33 5:01 C 2:33 5:01 Tabela TIEPI - interrupções longas por origem (hh:mm) A Tabela 3-15 apresenta o TIEPI para interrupções de duração longa, por origem. As interrupções com origem em redes de baixa tensão têm pouca relevância no valor final deste indicador, sendo as redes de transporte, de distribuição MT e os centros produtores as principais origens de interrupções que contribuem para o valor global deste indicador. Genericamente a rede de distribuição MT constitui-se como a origem mais preponderante na composição deste indicador. São exceção as ilhas Terceira, Graciosa e Faial onde os centros produtores têm uma maior influência. A Tabela 3-16 apresenta o indicador TIEPI, para interrupções longas, com origem em 42

43 centros produtores e redes, discriminado pelas causas que lhe dão origem. Em Santa Maria destaca-se o valor do indicador resultante de interrupções por razões de serviço. TIEPI 2016 Previstas Acidentais S. MARIA 0:10 2:50 0:01 0:12 0:39 C 0:10 2:50 0:01 0:12 0:39 S. MIGUEL 0:24 0:24 0:00 0:07 0:24 0:02 0:01 A 0:32 0:21 0:06 0:06 B 0:20 0:51 0:05 0:18 0:00 C 0:19 0:13 0:01 0:09 0:41 0:04 0:03 TERCEIRA 0:22 0:24 2:41 0:32 0:00 A 0:17 0:07 1:58 0:44 0:00 B 0:21 1:17 2:20 0:39 C 0:27 0:24 3:25 0:20 GRACIOSA 0:06 5:50 0:06 0:47 C 0:06 5:50 0:06 0:47 S. JORGE 0:00 2:16 0:14 0:03 3:01 0:02 C 0:00 2:16 0:14 0:03 3:01 0:02 PICO 0:04 3:18 0:58 0:46 1:34 C 0:04 3:18 0:58 0:46 1:34 FAIAL 0:04 1:58 0:05 1:39 1:23 A 0:06 1:52 0:10 0:57 0:43 C 0:02 2:06 2:36 2:16 FLORES 0:21 1:28 0:17 0:25 0:13 C 0:21 1:28 0:17 0:25 0:13 CORVO 5:01 2:33 C 5:01 2: Prev istas Acordo Cliente; 12 - Prev istas Razões Serv iço; 14 - Fato imputáv el ao cliente; 21 - Acidentais Fortuitas força-maior; 23 - Razões segurança; 24 - Causas Próprias; 25 - Reengates; 26 - Fato imputáv el cliente 91 - Ev entos excecionais Fortuitas força-maior/vento Intensidade excecional; 92 - Ev entos excecionais interv enção terceiros Tabela TIEPI - interrupções longas por causa (hh:mm) Em São Miguel o tempo deste indicador é maioritariamente devido a interrupções por razões de serviço, sendo também significativo os incidentes de causa própria e as interrupções por acordo com o cliente. Na ilha Terceira as interrupções que mais contribuem para este indicador estão relacionadas com incidentes por razões de segurança (66,8%). Para além das ilhas de Santa Maria e São Miguel, nas ilhas Graciosa, Pico, Faial, Flores e Corvo as interrupções previstas por razões de serviço são também o fator mais influente no valor do indicador. Salienta-se a representatividade das interrupções previstas por razões de serviço na ilha Graciosa, que contribuem com 85,3% para o indicador TIEPI. Os eventos excecionais contribuem com 23,4% do valor do indicador na ilha do Pico, 3,7% nas zonas do tipo C em São Miguel e 0,8% na ilha de São Jorge. Excluindo eventos excecionais e incidentes nas instalações dos clientes, as zonas do tipo C de Santa Maria, zonas A e B da Terceira são as que, comparativamente com o ano de 2015, apresentam pior evolução para situações imprevistas. De registar também uma evolução menos favorável nas zonas do tipo C nas ilhas de São Jorge e Faial. Nas restantes ilhas e zonas de qualidade de serviço, o TIEPI apresenta evoluções favoráveis, com decréscimos entre 4,8% e 74,5%. 43

44 MAIFI O MAIFI (Momentary Average Interruption Frequency Index) representa a frequência média de interrupções breves, ou seja, de interrupções com menos de 3 minutos. Na Tabela 3-17 apresenta-se o valor deste indicador por origem. No valor deste indicador incluem-se os reengates automáticos a defeitos transitórios. MAIFI 2016 Produção EDA Redes EDA Renováveis Transp. Dist. Tabela MAIFI - interrupções curtas por origem (n.º) A maioria destas interrupções têm origem nas redes de média tensão. Apenas na ilha do Corvo as interrupções com origem nas centrais representam 50% do valor do indicador. Nas ilhas Flores (34,0%), Pico (25,3%), MT Dist. S. MARIA 0,5 0,2 2,8 0,1 C 0,5 0,2 2,8 0,1 BT Inst. Cliente S. MIGUEL 0,5 0,0 6,5 0,0 0,0 A 1,0 0,0 B 0,8 4,5 0,0 C 0,6 0,0 9,0 0,0 TERCEIRA 0,5 13,3 0,0 0,0 A 0,5 8,5 0,0 B 0,5 6,4 C 0,5 17,2 0,0 0,0 GRACIOSA 0,5 2,1 0,0 C 0,5 2,1 0,0 S. JORGE 0,1 0,2 3,0 C 0,1 0,2 3,0 PICO 0,4 1,3 0,0 C 0,4 1,3 0,0 FAIAL 0,3 0,1 1,1 A 0,1 0,5 C 0,3 0,2 1,5 FLORES 0,7 0,3 1,9 C 0,7 0,3 1,9 CORVO 0,3 0,3 C 0,3 0,3 Faial (24,0%), Santa Maria (20,4%) e Graciosa (18,8%), os centros produtores têm também expressão significativa no valor total deste indicador. MAIFI 2016 Previstas Acidentais S. MARIA 1,0 0,0 0,7 1,8 C 1,0 0,0 0,7 1,8 S. MIGUEL 0,0 1,0 0,5 2,3 3,1 0,1 A 0,0 0,8 0,2 B 0,7 0,8 1,7 2,1 0,0 C 1,2 0,6 3,2 4,5 0,1 TERCEIRA 0,0 1,1 0,5 1,6 10,6 A 0,8 0,5 3,1 4,7 B 0,8 0,5 0,2 5,4 C 0,0 1,2 0,5 1,2 14,7 GRACIOSA 0,8 0,4 1,5 C 0,8 0,4 1,5 S. JORGE 0,9 0,3 0,2 1,8 C 0,9 0,3 0,2 1,8 PICO 0,5 0,4 0,8 C 0,5 0,4 0,8 FAIAL 0,6 0,4 0,5 A 0,5 0,1 0,0 C 0,7 0,5 0,8 FLORES 1,2 0,3 1,3 C 1,2 0,3 1,3 CORVO 0,3 0,3 C 0,3 0, Prev istas Acordo Cliente; 12 - Prev istas Razões Serv iço; 21 - Acidentais Fortuitas força-maior; 23 - Razões segurança; 24 - Causas Próprias; 25 - Reengates; 26 - Fato imputáv el cliente 91 - Ev entos excecionais Fortuitas força-maior/vento Intensidade excecional; 92 - Ev entos excecionais interv enção terceiros Tabela MAIFI - interrupções longas por causa (n.º) Na Tabela 3-18 onde se apresenta o MAIFI por causa, constata-se que na ilha Terceira e em zonas B e C de São Miguel a maioria do valor deste indicador é composto por reengates. Na ilha de São Miguel, em zonas A, predominam as interrupções por razões de serviço, tal como nas zonas do tipo A do Faial. 44

45 Nas ilhas de Santa Maria, Graciosa, São Jorge, Pico, zonas do tipo C do Faial e na ilha das Flores a maioria das interrupções curtas devem-se a causas próprias. Na ilha do Corvo as causas das interrupções curtas dividem-se igualmente entre as razões de segurança (50%) e razões de serviço (50%). 45

46 SAIFI A Tabela 3-19 apresenta a evolução da frequência média de interrupções em pontos de entrega da rede em média tensão, para as interrupções longas registadas em 2016, independentemente da origem e causa. SAIFI SANTA MARIA 5,1 8,0 11,8 2,9 6,4 C 5,1 8,0 11,8 2,9 6,4 SAO MIGUEL 6,4 4,6 4,9 6,5 4,4 A 1,6 1,1 1,1 1,5 1,2 B 2,4 4,3 2,2 4,0 2,4 C 8,3 6,0 7,1 9,0 6,0 TERCEIRA 19,0 9,6 11,4 10,0 8,4 A 14,1 6,6 6,8 4,5 4,2 B 6,8 5,6 7,6 6,4 C 21,1 11,7 14,9 13,2 10,9 GRACIOSA 12,8 14,5 9,8 7,2 7,0 C 12,8 14,5 9,8 7,2 7,0 SAO JORGE 10,7 14,8 16,3 13,6 13,7 C 10,7 14,8 16,3 13,6 13,7 PICO 14,9 15,4 21,4 18,4 9,2 C 14,9 15,4 21,4 18,4 9,2 FAIAL 8,8 12,3 9,9 11,8 12,9 A 2,7 7,3 4,5 8,6 7,0 C 11,9 14,8 12,8 13,5 15,9 FLORES 16,6 10,6 9,9 10,8 4,5 C 16,6 10,6 9,9 10,8 4,5 CORVO 5,0 4,0 5,0 9,5 9,8 C 5,0 4,0 5,0 9,5 9,8 Tabela Evolução do SAIFI - interrupções longas (n.º) Comparativamente com os valores registados em 2015, em 2016 este indicador apresenta evoluções distintas nas diversas ilhas. O SAIFI apresenta reduções nas ilhas de São Miguel, Terceira, Graciosa, Pico, nas zonas do tipo A da ilha do Faial, bem como na ilha das Flores. A ilha de Santa Maria apresenta o maior crescimento deste indicador, sobretudo decorrente de interrupções previstas. As ilhas de São Jorge e Corvo apresentam ligeiros crescimentos (0,6% e 3,5%, respetivamente), face a SAIFI 2016 Produção EDA EDA Renováveis Redes Transp. Dist. Tabela SAIFI - interrupções longas por origem (n.º) Na tabela anterior verifica-se que as interrupções com origem nos centros produtores são as que mais contribuem para o valor da frequência média de interrupções de 2016, nas ilhas da Terceira, Graciosa, Faial, Flores e Corvo. Nas ilhas de Santa Maria, São Miguel e São Jorge as redes assumem essa preponderância. MT Dist. BT Inst. Cliente S. MARIA 1,5 0,6 4,2 0,0 0,1 C 1,5 0,6 4,2 0,0 0,1 S. MIGUEL 1,4 0,1 2,8 0,0 0,2 A 0,4 0,3 0,4 0,2 B 1,2 1,1 0,2 C 1,8 4,1 0,0 0,2 TERCEIRA 7,2 1,0 0,0 0,2 A 2,9 1,1 0,0 0,2 B 5,1 1,0 0,2 C 9,8 1,0 0,0 0,1 GRACIOSA 3,6 3,3 0,1 C 3,6 3,3 0,1 S. JORGE 1,6 0,1 12,0 0,0 0,0 C 1,6 0,1 12,0 0,0 0,0 PICO 4,1 0,2 1,3 3,6 0,0 0,1 C 4,1 0,2 1,3 3,6 0,0 0,1 FAIAL 9,0 1,8 2,0 0,1 A 6,4 0,5 0,2 C 10,3 2,7 2,8 0,0 FLORES 0,1 2,6 1,5 0,2 C 0,1 2,6 1,5 0,2 CORVO 8,7 1,2 C 8,7 1,2 46

47 SAIFI 2016 Previstas Acidentais S. MARIA 0,1 2,6 0,1 2,1 1,5 C 0,1 2,6 0,1 2,1 1,5 S. MIGUEL 0,2 0,3 0,0 1,4 2,3 0,0 0,2 A 0,2 0,3 0,4 0,4 B 0,2 0,2 1,2 0,9 0,0 C 0,1 0,3 0,1 1,8 3,4 0,0 0,4 TERCEIRA 0,2 0,1 6,4 1,7 0,0 A 0,2 0,1 2,6 1,3 0,0 B 0,2 0,4 5,1 0,7 C 0,1 0,1 8,5 2,1 GRACIOSA 0,1 1,5 0,7 4,7 C 0,1 1,5 0,7 4,7 S. JORGE 0,0 1,6 0,9 0,5 10,1 0,6 C 0,0 1,6 0,9 0,5 10,1 0,6 PICO 0,1 1,7 3,8 2,3 1,3 C 0,1 1,7 3,8 2,3 1,3 FAIAL 0,1 1,5 0,1 7,0 4,2 A 0,2 1,1 0,2 3,0 2,4 C 0,0 1,6 9,1 5,2 FLORES 0,2 0,8 2,7 0,7 0,0 C 0,2 0,8 2,7 0,7 0,0 CORVO 1,2 8,7 C 1,2 8, Prev istas Acordo Cliente; 12 - Prev istas Razões Serv iço; 14 - Fato imputáv el ao cliente; 21 - Acidentais Fortuitas força-maior; 23 - Razões segurança; 24 - Causas Próprias; 25 - Reengates; 26 - Fato imputáv el cliente 91 - Ev entos excecionais Fortuitas força-maior/vento Intensidade excecional; 92 - Ev entos excecionais interv enção terceiros Tabela SAIFI - interrupções longas por causa (n.º) O valor do indicador, pelas causas de interrupções que o compõem pode ser consultado na Tabela Salvo em Santa Maria, os incidentes por razões de segurança e por causas próprias são os fatores que mais contribuem para o valor deste indicador. Na ilha de Santa Maria registou-se um SAIFI resultante de interrupções previstas por razões de serviço bastante relevante. As interrupções resultantes de eventos excecionais têm expressão sobretudo na ilha do Pico. O indicador SAIFI, para interrupções acidentais longas, não excecionadas, bem como o respetivo padrão de qualidade são apresentados na Tabela Verificou-se o incumprimento da frequência média de interrupções na ilha do Faial, tanto nas zonas do tipo A, como nas zonas do tipo C. Embora se assista aos incumprimentos referidos, o indicador apresenta melhorias face ao ano transato para zonas A do Faial, tal como para as zonas A e C da Terceira e ilha do Pico que registavam incumprimentos em SAIFI SANTA MARIA 2016 Total Padrão Acidentais C 0,1 2,1 1,5 3,7 12,0 SAO MIGUEL A 0,4 0,4 0,8 4,0 B 1,2 0,9 2,0 8,0 C 0,1 1,8 3,4 5,2 12,0 TERCEIRA A 2,6 1,3 4,0 4,0 B 5,1 0,7 5,8 8,0 C 8,5 2,1 10,6 12,0 GRACIOSA C 0,7 4,7 5,4 12,0 SAO JORGE C 0,9 0,5 10,1 11,5 12,0 PICO C 3,8 2,3 6,2 12,0 FAIAL A 0,2 3,0 2,4 5,7 4,0 C 9,1 5,2 14,3 12,0 FLORES C 2,7 0,7 3,4 12,0 CORVO C 8,7 8,7 12, Acidentais Fortuitas força-maior; 23 - Razões segurança; 24 - Causas Próprias Tabela Evolução do SAIFI - interrupções longas, não abrangidas pelo artigo 13º do RQS (n.º) 47

48 SAIDI Na Tabela 3-23 apresenta-se a evolução da duração média de interrupções de pontos de entrega da rede em média tensão, para todas as interrupções (de longa duração; origem nas redes e centros produtores e todas as causas). SAIDI SANTA MARIA 2:18 13:25 3:50 1:43 4:28 C 2:18 13:25 3:50 1:43 4:28 SAO MIGUEL 3:20 2:23 2:57 3:02 1:36 A 0:51 0:54 1:13 1:31 1:31 B 0:52 2:58 1:48 2:48 1:17 C 4:23 2:45 3:57 3:38 1:44 TERCEIRA 20:06 5:11 9:06 4:27 4:22 A 15:16 3:47 9:19 2:44 3:32 B 4:18 4:56 3:47 5:08 C 22:10 6:02 9:52 5:26 4:37 GRACIOSA 10:08 4:47 4:47 5:46 7:23 C 10:08 4:47 4:47 5:46 7:23 SAO JORGE 0:41 12:37 10:16 8:59 6:44 C 0:41 12:37 10:16 8:59 6:44 PICO 15:51 12:11 13:56 9:15 8:04 C 15:51 12:11 13:56 9:15 8:04 FAIAL 3:35 5:52 4:51 9:27 5:59 A 1:17 3:40 2:29 7:49 3:47 C 4:45 6:58 6:05 10:18 7:08 FLORES 18:37 15:55 14:14 9:52 3:03 C 18:37 15:55 14:14 9:52 3:03 CORVO 1:00 0:55 1:14 2:43 6:10 C 1:00 0:55 1:14 2:43 6:10 Tabela Evolução do SAIDI - interrupções longas (hh:mm) Pela análise da tabela anterior verifica-se que a duração média das interrupções em PdE da rede de média tensão, para todas as origens e naturezas de causas, apresenta reduções, face a 2015, nas zonas do tipo B e C da de São Miguel, nas zonas do tipo C da Terceira, nas ilhas de São Jorge, Pico, Faial e Flores. Nas restantes ilhas destaca-se o crescimento verificado na ilha de Santa Maria, Corvo e Graciosa, bem como nas zonas do tipo A e B da ilha Terceira. Pela análise da Tabela 3-24, que apresenta os valores deste indicador para interrupções longas, verifica-se que as redes de distribuição MT se constituem como as principais origens de interrupções que contribuem para o valor final deste indicador. Nas ilhas Terceira, Graciosa e Faial os centros produtores têm influência preponderante para o valor do indicador. Nas zonas do tipo A da ilha de São Miguel, a origem mais significativa para o indicador SAIDI são as instalações dos clientes. SAIDI 2016 Produção EDA Redes EDA Renováveis Transp. Dist. Tabela SAIDI - interrupções longas por origem (hh:mm) MT Dist. BT Inst. Cliente S. MARIA 0:07 0:03 4:02 0:01 0:12 C 0:07 0:03 4:02 0:01 0:12 S. MIGUEL 0:09 0:01 0:59 0:00 0:26 A 0:07 0:05 0:26 0:51 B 0:06 0:51 0:19 C 0:11 1:13 0:00 0:19 TERCEIRA 3:10 0:50 0:01 0:20 A 2:02 1:05 0:00 0:24 B 2:41 2:04 0:22 C 3:50 0:27 0:01 0:17 GRACIOSA 5:56 1:22 0:04 C 5:56 1:22 0:04 S. JORGE 0:31 0:00 6:10 0:00 0:00 C 0:31 0:00 6:10 0:00 0:00 PICO 1:27 0:01 1:30 5:02 0:00 0:02 C 1:27 0:01 1:30 5:02 0:00 0:02 FAIAL 4:29 0:09 1:17 0:03 A 3:15 0:25 0:07 C 5:08 0:14 1:44 0:01 FLORES 0:00 0:16 2:19 0:27 C 0:00 0:16 2:19 0:27 CORVO 2:53 3:17 C 2:53 3:17 48

49 Na apresentam-se os valores do indicador SAIDI, para interrupções longas, discriminado por causas, com origem nas redes e centros produtores. Através desta tabela conclui-se que as interrupções previstas por razões de serviço têm um maior peso no valor do indicador em Santa Maria, Graciosa, Pico, Flores e Corvo. As interrupções devidas a causas próprias assumem papel preponderante na duração média de interrupções nas ilhas de São Miguel e São Jorge. Nas Ilhas da Terceira e Faial as razões de segurança predominam no indicador SAIDI. SAIDI 2016 Previstas Acidentais SANTA MARIA 0:12 3:06 0:02 0:11 0:54 C 0:12 3:06 0:02 0:11 0:54 SAO MIGUEL 0:25 0:20 0:01 0:09 0:36 0:00 0:02 A 0:51 0:24 0:07 0:07 B 0:19 0:29 0:06 0:22 0:00 C 0:18 0:15 0:02 0:11 0:51 0:01 0:03 TERCEIRA 0:19 0:19 3:02 0:40 0:01 A 0:21 0:09 2:00 0:58 0:03 B 0:22 1:12 2:40 0:52 C 0:17 0:13 3:37 0:29 GRACIOSA 0:04 6:04 0:09 1:04 C 0:04 6:04 0:09 1:04 SAO JORGE 0:00 3:04 0:14 0:03 3:17 0:03 C 0:00 3:04 0:14 0:03 3:17 0:03 PICO 0:02 4:03 1:24 1:04 1:30 C 0:02 4:03 1:24 1:04 1:30 FAIAL 0:03 1:58 0:01 2:05 1:50 A 0:07 1:51 0:05 0:59 0:43 C 0:01 2:01 2:39 2:25 FLORES 0:20 1:55 0:16 0:24 0:06 C 0:20 1:55 0:16 0:24 0:06 CORVO 3:17 2:53 C 3:17 2: Prev istas Acordo Cliente; 12 - Prev istas Razões Serv iço; 14 - Fato imputáv el ao cliente; 21 - Acidentais Fortuitas força-maior; 23 - Razões segurança; 24 - Causas Próprias; 25 - Reengates; 26 - Fato imputáv el cliente 91 - Ev entos excecionais Fortuitas força-maior/vento Intensidade excecional; 92 - Ev entos excecionais interv enção terceiros Tabela SAIDI - interrupções longas por causa (hh:mm) Os valores do indicador SAIDI, para interrupções longas, não excecionadas, é apresentada na Tabela 3-26 Todas as ilhas respeitaram os padrões estabelecidos para este indicador. SAIDI SANTA MARIA Tabela SAIDI - interrupções longas, não abrangidas pelo artigo 13º do RQS (hh:mm) END 2016 Total Padrão Acidentais C 0:02 0:11 0:54 1:08 12:00 SAO MIGUEL A 0:07 0:07 0:15 3:00 B 0:06 0:22 0:28 5:00 C 0:02 0:11 0:51 1:04 12:00 TERCEIRA A 2:00 0:58 2:58 3:00 B 2:40 0:52 3:33 5:00 C 3:37 0:29 4:06 12:00 GRACIOSA C 0:09 1:04 1:14 12:00 SAO JORGE C 0:14 0:03 3:17 3:35 12:00 PICO C 1:24 1:04 2:29 12:00 FAIAL A 0:05 0:59 0:43 1:49 3:00 C 2:39 2:25 5:05 12:00 FLORES C 0:16 0:24 0:40 12:00 CORVO C 2:53 2:53 12: Acidentais Fortuitas força-maior; 23 - Razões segurança; 24 - Causas Próprias O indicador estimativa de energia não distribuída segue, invariavelmente, o comportamento do TIEPI, consequência do seu método/fórmula de cálculo. 49

50 A tabela seguinte apresenta a END por ilha para interrupções longas, podendo encontrar-se maior desagregação no Anexo III. END (MWh) SANTA MARIA 4,8 27,7 6,3 2,9 9,0 SAO MIGUEL 123,9 95,5 98,6 115,5 69,2 TERCEIRA 414,4 123,6 189,8 93,7 88,3 GRACIOSA 15,7 6,5 5,2 6,0 10,5 SAO JORGE 66,8 37,6 32,9 22,4 18,4 PICO 73,4 52,3 69,6 43,5 33,8 FAIAL 16,3 27,1 19,6 45,4 27,3 FLORES 21,2 14,8 14,1 9,7 3,5 CORVO 0,2 0,1 0,2 0,5 1,4 Tabela Estimativa de energia não distribuída (MWh) 50

51 Continuidade 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 2016, na RAA, registaram-se cerca de 1,6 milhões de interrupções em pontos de entrega da rede de baixa tensão, uma redução de 20,8% face ao valor registado em Destas interrupções cerca de 51,5% correspondem a interrupções de curta duração. N.º Interrupções Curtas Longas Total Tabela N.º de interrupções em PdE da rede BT (em milhares) Em 2016, as interrupções de curta duração apresentam um decréscimo de 17,8% enquanto as interrupções longas decresceram 23,9%, em relação ao ano anterior. Nas ilhas de São Miguel, Terceira, Graciosa, Pico e Flores verificou-se uma redução do número de interrupções comparativamente com o número registado em 2015, com variações entre -17,0% e -46,6%. O maior incremento relativo deu-se na ilha de Santa Maria (60,1%), verificando-se aumentos entre 3,5% e 10,1% nas restantes ilhas. N.º Interrupções SANTA MARIA Curtas 8,0 14,7 15,5 8,7 13,1 Longas 18,2 32,3 42,1 11,1 18,6 SÃO MIGUEL Curtas 229,9 194,5 541,2 483,7 385,6 Longas 397,3 289,5 263,9 358,9 242,3 TERCEIRA Curtas 382,6 271,6 323,5 435,8 365,1 Longas 524,3 282,5 324,4 274,0 224,5 GRACIOSA Curtas 14,3 8,7 27,3 22,2 11,0 Longas 40,4 45,9 29,3 22,1 22,7 SÃO JORGE Curtas 17,7 6,2 21,2 17,8 20,3 Longas 58,4 78,3 89,0 75,3 77,5 PICO Curtas 10,0 17,0 35,8 31,2 19,8 Longas 147,2 151,9 210,1 179,3 92,6 FAIAL Curtas 3,9 5,5 21,3 13,8 13,3 Longas 64,5 92,1 74,0 89,1 99,9 FLORES Curtas 1,7 1,6 12,1 7,3 10,9 Longas 43,0 27,8 22,7 26,9 10,6 CORVO Curtas 0,6 0,1 0,3 Longas 1,9 1,8 1,3 2,9 2,8 Tabela Evolução do n.º de interrupções em PdE da rede BT na RAA (em milhares) A Tabela 3-29 apresenta as interrupções, em cada ilha, em PdE da rede de baixa tensão, com desagregação quanto à duração (curtas: 3 minutos; longas: > 3 minutos). Nas ilhas de São Miguel, Terceira, e Pico verifica-se um decréscimo tanto em interrupções longas, como no número de interrupções curtas. Em Santa Maria ambas tipologias apresentam incrementos, quando comparados com A ilha do Faial regista um aumento no número de interrupções longas, e o contrário nas interrupções de curta dura- 51

52 ção. Nas restantes ilhas verifica-se uma redução de interrupções de longa duração e um aumento de interrupções de curta duração. A redução relativa mais acentuada em interrupções longas ocorreu na ilha das Flores (- 60,5%). As interrupções longas registadas em 2016 são apresentadas na Tabela 3-30, com a desagregação pela causa que lhes dão origem. N.º Interrupções 2016 Previstas Imprevistas SANTA MARIA SÃO MIGUEL TERCEIRA GRACIOSA SÃO JORGE PICO FAIAL FLORES CORVO Previstas 21 - Acidentais Fortuitas força-maior; 23 - Razões segurança; 24 - Causas Próprias; 91 - Eventos excecionais Fortuitas força-maior/vento Intensidade excecional; 92 - Eventos excecionais intervenção terceiros Tabela N.º de interrupções longas (10 3 ) em PdE da rede BT, na RAA (apenas se apresentam causas com mais de um milhar) Em 2016, verifica-se que o motivo da maioria das interrupções em pontos de entrega de baixa tensão foi devido a causas próprias por razões de segurança em centros produtores na maioria das ilhas (Santa Maria, Terceira, Pico, Faial, Flores e Corvo). Nas ilhas de São Miguel (54,1%), Graciosa (66,9%) e São Jorge (72,9%), as causas próprias mantém-se, comparativamente com o ano de 2015, como a principal razão do número de interrupções registado. As interrupções previstas por razões de serviço apresentam-se como a segunda maior causa de interrupções em Santa Maria, Graciosa, São Jorge e Corvo. Nas ilhas do Pico, São Miguel e São Jorge. os eventos excecionais têm expressão considerável, 11,6%, 7,1% e 4,0%, respetivamente Indicadores de continuidade BT Esta secção analisará sucintamente os indicadores de continuidade de baixa tensão, para as interrupções longas verificadas em RAA Quando comparado com o ano anterior, em 2016 verifica-se um decréscimo da duração média de interrupções (SAIDI) na globalidade das zonas de qualidade de serviço, com variações relativas entre os -3,4% (zonas do tipo A) e os -37,5% (zonas do tipo B). A frequência média de interrupções apresenta valores superiores em zonas do tipo A (3,0%) e inferiores em zonas do tipo B (-34,5%) e C (- 23,3%). Estas variações incluem interrupções previstas e acidentais. SAIFI EDA A 4,9 3,4 3,0 3,2 3,3 B 2,9 4,3 3,0 5,3 3,4 C 13,0 9,4 13,2 12,6 9,6 SAIDI EDA A 4:42 1:37 3:45 2:15 2:11 B 0:41 1:40 2:05 2:37 1:38 C 10:45 5:16 7:25 5:44 4:18 Tabela Indicadores de continuidade de serviço BT da RAA, para interrupções longas (SAIFI n.º; SAIDI hh:mm) A Tabela 3-32 apresenta os indicadores de continuidade BT da RAA resultantes de interrupções longas, por origem. 52

53 A duração média de interrupções, para interrupções de longa duração, em zonas do tipo A e C, é maioritariamente devida a interrupções com origem centros produtores. Nas zonas do tipo C as redes de distribuição MT são a principal origem. A frequência média de interrupções é maioritariamente composta por interrupções com origem em centros produtores, em todas as zonas de qualidade. Os centros produtores têm uma expressão apreciável no valor destes indicadores, cujo peso varia entre 43,8% a 63,0% no caso do SAIDI e entre 52,9% e 73,5% no caso do SAIFI Previstas Acidentais SAIFI EDA A 0,4 0,1 1,6 1,2 0,0 0,0 B 0,0 0,2 0,0 2,5 0,7 0,0 C 0,0 0,9 0,1 4,2 4,0 0,0 0,3 0,2 SAIDI EDA A 0:29 0:02 0:57 0:41 0:00 0:00 B 0:00 0:19 0:00 0:50 0:28 0:00 C 0:00 1:24 0:02 1:20 1:15 0:00 0:02 0: Prev istas Acordo Cliente; 12 - Prev istas Razões Serv iço; 21 - Acidentais Fortuitas força-maior; 23 - Razões segurança; 24 - Causas Próprias; 26 - Fato imputáv el cliente; 91 - Ev entos excecionais Fortuitas forçamaior/vento Intensidade excecional; 92 - Ev entos excecionais interv enção terceiros SAIFI EDA 2016 Produção EDA EDA Renováveis Redes Transp. Dist. Tabela Indicadores de continuidade de serviço BT da RAA, para interrupções longas, por origem (SAI-FI n.º; SAIDI hh:mm) MT Inst. Dist. BT Cliente A 2,0 0,3 0,2 0,8 0,1 0,0 B 1,5 1,0 0,0 0,8 0,1 0,0 C 3,9 1,2 0,2 4,3 0,1 0,0 SAIDI EDA A 1:17 0:05 0:03 0:40 0:04 0:00 B 0:45 0:05 0:00 0:42 0:05 0:00 C 1:45 0:07 0:12 2:05 0:06 0:00 Tabela Indicadores de continuidade de serviço BT da RAA, para interrupções longas, por causa (SAIFI n.º; SAIDI hh:mm) Na Tabela 3-33 apresentam-se os valores dos indicadores desagregados pelas causas que lhes dão origem, onde se verifica que, ao contrário do verificado historicamente, as razões de segurança são predominantes. As causas próprias são o segundo fator mais relevante no valor dos indicadores, exceto para as zonas do tipo C do indicador SAIDI, onde são as interrupções previstas por razões de serviço são predominantes e as razões de segurança o segundo fator mais significativo. 53

54 2016 Total Padrão Acidentais SAIFI EDA A 0,1 1,6 1,2 2,9 4,0 B 0,0 2,5 0,7 3,2 7,0 C 0,1 4,2 4,0 8,3 10,0 SAIDI EDA A 0:02 0:57 0:41 1:41 4:00 B 0:00 0:50 0:28 1:19 6:00 C 0:02 1:20 1:15 2:37 10: Acidentais Fortuitas força-maior; 23 - Razões segurança; 24 - Causas Próprias Tabela 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) Na Tabela 3-34, podem-se consultar os indicadores SAIFI e SAIDI das redes em BT da RAA, para interrupções longas não excecionadas. Por comparação com o padrão estabelecido para cada zona de qualidade de serviço demonstra-se o cumprimento do SAIFI e SAIDI em todas as zonas. 54

55 Indicadores BT ilhas SAIFI A Tabela 3-35 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 5,0 8,8 12,9 3,4 5,9 SÃO MIGUEL A 1,8 0,8 0,6 1,2 1,2 B 2,9 3,5 1,8 3,9 2,1 C 8,7 5,5 7,2 9,3 6,4 TERCEIRA A 11,8 6,1 5,9 3,8 4,1 B 7,6 7,3 9,8 8,1 C 22,1 10,8 18,9 15,8 12,7 GRACIOSA C 12,6 14,4 10,0 7,7 8,0 SÃO JORGE C 10,2 13,8 18,5 15,7 16,6 PICO C 16,1 16,5 26,3 22,6 11,8 FAIAL A 2,8 7,5 6,0 10,0 9,7 C 12,6 15,6 14,8 15,6 19,2 FLORES C 18,1 11,9 10,9 12,7 5,1 CORVO C 7,3 7,1 5,6 13,0 12,7 Tabela Evolução do SAIFI BT - interrupções longas (n.º) Pela análise da Tabela 3-36 constata-se que, na generalidade dos casos, as interrupções dos pontos de entrega da rede em baixa tensão têm origem maioritariamente nos centros produtores e nas redes de distribuição MT. 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 2016 SANTA MARIA Produção EDA Redes EDA Renováveis Transp. Dist. MT Dist. BT Inst. Cliente C 1,5 0,6 3,7 0,1 0,0 SÃO MIGUEL A 0,5 0,4 0,3 0,0 0,0 B 1,3 0,0 0,7 0,1 0,0 C 1,9 0,0 4,5 0,1 0,0 TERCEIRA A 2,6 1,4 0,1 B 6,9 1,2 0,1 0,0 C 11,6 1,0 0,2 0,0 GRACIOSA C 4,1 3,8 0,0 SÃO JORGE C 1,8 0,1 14,6 0,1 PICO C 5,3 0,3 1,4 4,7 0,2 0,0 FAIAL A 8,2 0,1 1,3 0,0 0,0 C 12,3 3,4 3,4 0,1 FLORES C 0,2 3,1 1,7 0,1 CORVO C 10,2 2,5 0,0 Tabela SAIFI BT - interrupções longas, por origem (n.º) Em 2016, de forma global, verifica-se uma redução deste indicador nas ilhas do Pico, Flores, Corvo, nas zonas B e C de São Miguel e Terceira, e nas zonas A da ilha do Faial. Nas restantes ilhas e zonas de qualidade registouse um aumento do indicador SAIFI, mais significativo na ilha de Santa Maria (72,2%) e nas zonas C da ilha do Faial (22,6%). 55

56 SAIFI SANTA MARIA 2016 Previstas Acidentais C 2,0 0,2 2,1 1,6 0,0 SÃO MIGUEL A 0,2 0,0 0,5 0,5 0,0 B 0,0 0,1 0,0 1,3 0,7 0,0 C 0,0 0,4 0,0 1,9 3,7 0,5 TERCEIRA A 0,3 0,0 2,4 1,5 B 0,6 6,8 0,7 C 0,0 0,2 0,0 9,9 2,6 0,0 GRACIOSA C 1,8 0,9 5,4 SÃO JORGE C 2,3 1,1 0,5 12,1 0,6 PICO C 0,0 2,5 0,0 5,0 2,9 1,4 FAIAL A 1,4 0,6 4,1 3,5 0,0 C 1,9 0,0 11,0 6,2 FLORES C 0,8 3,3 1,1 CORVO C 2,5 10,2 0, Prev istas Acordo Cliente; 12 - Prev istas Razões Serv iço; 21 - Acidentais Fortuitas força-maior; 23 - Razões segurança; 24 - Causas Próprias; 26 - Fato imputáv el cliente; 91 - Ev entos excecionais Fortuitas forçamaior/vento Intensidade excecional; 92 - Ev entos excecionais interv enção terceiros Tabela SAIFI BT - interrupções longas, por causa (n.º) O SAIFI BT, para interrupções longas, tem uma forte concentração em interrupções com origem em centros produtores e nas redes em média tensão. Exceto nas ilhas de Santa Maria, São Jorge e nas zonas C de São Miguel, onde a origem das interrupções são maioritariamente nas deres de distribuição MT, predominam as interrupções com origem nos centros produtores. Nas ilhas de São Jorge (72,9%), Graciosa (67,1%), zonas C (56,7%) e zonas A (42,9%) e C (56,7%) de São Miguel, o motivo que predomina no valor do indicador SAIFI são as causas próprias. Nas restantes ilhas, o resultado deste indicador decorre, maioritariamente, de interrupções acidentais por razões de segurança. Os eventos excecionais têm impacto significativo nas ilhas do Pico, São Miguel e São Jorge, com valores relativos que variam entre 3,9% e 11,6% do valor total do indicador. SAIFI SANTA MARIA 2016 Total Padrão Acidentais C 0,2 2,1 1,6 3,9 13,0 SÃO MIGUEL A 0,0 0,5 0,5 1,0 4,0 B 0,0 1,3 0,7 2,0 9,0 C 0,0 1,9 3,7 5,6 13,0 TERCEIRA A 0,0 2,4 1,5 3,9 4,0 B 6,8 0,7 7,5 9,0 C 0,0 9,9 2,6 12,5 13,0 GRACIOSA C 0,9 5,4 6,2 13,0 SÃO JORGE C 1,1 0,5 12,1 13,7 13,0 PICO C 0,0 5,0 2,9 7,9 13,0 FAIAL A 0,6 4,1 3,5 8,2 4,0 C 0,0 11,0 6,2 17,3 13,0 FLORES C 3,3 1,1 4,4 13,0 CORVO C 10,2 0,0 10,2 13, Acidentais Fortuitas força-maior; 23 - Razões segurança; 24 - Causas Próprias Tabela 3-38 SAIFI BT, para interrupções longas, não abrangidas pelo artigo 13º do RQS (n.º) Para as interrupções longas não excecionadas, apresenta-se o valor do indicador SAIFI 56

57 para cada uma das ilhas da RAA na Tabela SAIDI Na generalidade das ilhas e zonas de qualidade o padrão estabelecido foi cumprido. Registam-se incumprimentos na ilha de São Jorge (zona do tipo C) e nas zonas A e C da ilha do Faial SAIDI A Tabela 3-39 apresenta a evolução do indicador SAIDI, para interrupções longas dos PdE da rede BT. Quando comparados com os valores registados em 2015, 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 ocorreram na ilha da Graciosa (138,5%), Corvo (111,8%), zonas A da Terceira (71,9%) e na ilha de Santa Maria (51,6%). As ilhas e zonas que apresentam melhorias mais significativas, em valor relativo, deste indicador são a ilha das Flores (-72,8%), zonas B e C de São Miguel (-70,7% e -56,5%) e zonas A do Faial (-45,1%). SANTA MARIA C 2:02 12:43 4:05 1:45 2:40 SÃO MIGUEL A 0:27 0:13 0:20 0:28 0:24 B 0:42 1:05 0:59 2:08 0:37 C 2:58 1:46 3:16 2:58 1:17 TERCEIRA A 14:18 3:09 10:19 2:24 4:07 B 3:57 5:48 4:17 5:07 C 23:15 4:28 11:41 6:39 5:05 GRACIOSA C 9:35 4:07 3:43 3:24 8:08 SÃO JORGE C 21:33 11:39 10:29 10:29 7:45 PICO C 16:12 13:40 16:20 11:27 10:47 FAIAL A 1:07 3:47 2:48 8:43 4:47 C 4:57 7:22 7:14 11:54 8:36 FLORES C 18:48 13:26 14:23 9:02 2:27 CORVO C 1:32 3:21 1:38 5:03 10:42 Tabela Evolução do SAIDI BT - interrupções longas (hh:mm) As interrupções com origem nas redes de distribuição em média tensão foram as que mais contribuíram para o valor do indicador SAIDI de 2016 nas ilhas de Santa Maria, São Jorge, Pico, Flores, Corvo e zonas B e C de São Miguel. Nas restantes ilhas e zonas foram os centros produtores que mais pesaram na duração do indicador, com destaque para as zonas C da ilha Terceira (88,7%), zonas A do Faial (86,6%) e para a ilha Graciosa (82,8%). 57

58 SAIDI 2016 SANTA MARIA Produção EDA EDA Renováveis Redes Transp. Dist. Tabela SAIFI BT - interrupções longas, por origem (hh:mm) Em 2016, as principais causas de interrupção, que contribuem para o valor total da duração média de interrupções do sistema nas ilhas de Santa Maria, Graciosa, Pico, zonas A do Faial, ilha das Flores e Corvo, são intervenções previstas por razões de serviço. Com preponderância também no valor deste indicador, estão as causas próprias que predominam em São Miguel e em São Jorge. As razões de segurança representam o maior peso no indicador da ilha da Terceira e das zonas C do Faial. MT Inst. Dist. BT Cliente C 0:07 0:03 2:24 0:05 0:00 SÃO MIGUEL A 0:09 0:05 0:08 0:01 0:00 B 0:06 0:00 0:26 0:04 0:00 C 0:12 0:00 1:01 0:03 0:00 TERCEIRA A 2:14 1:41 0:11 B 3:21 1:38 0:08 0:00 C 4:30 0:23 0:11 0:00 GRACIOSA C 6:44 1:22 0:01 SÃO JORGE C 0:38 0:00 7:00 0:06 PICO C 1:55 0:02 1:55 6:44 0:10 0:00 FAIAL A 4:08 0:00 0:34 0:03 0:00 C 6:10 0:18 2:01 0:05 FLORES C 0:00 0:18 1:51 0:17 CORVO C 3:37 7:04 0:00 SAIDI SANTA MARIA 2016 Previstas Acidentais C 1:24 0:04 0:10 1:00 0:00 SÃO MIGUEL A 0:03 0:00 0:09 0:11 0:00 B 0:00 0:02 0:00 0:06 0:27 0:00 C 0:00 0:02 0:00 0:12 0:56 0:05 TERCEIRA A 0:28 0:00 2:13 1:25 B 1:15 3:20 0:31 C 0:00 0:09 0:01 4:13 0:40 0:00 GRACIOSA C 6:46 0:11 1:10 SÃO JORGE C 3:36 0:18 0:03 3:43 0:04 PICO C 0:00 5:22 0:01 1:52 1:35 1:55 FAIAL A 2:07 0:15 1:21 1:03 0:00 C 2:22 0:01 3:13 2:59 FLORES C 1:29 0:19 0:39 CORVO C 7:04 3:37 0: Prev istas Acordo Cliente; 12 - Prev istas Razões Serv iço; 21 - Acidentais Fortuitas força-maior; 23 - Razões segurança; 24 - Causas Próprias; 26 - Fato imputáv el cliente; 91 - Ev entos excecionais Fortuitas forçamaior/vento Intensidade excecional; 92 - Ev entos excecionais interv enção terceiros Tabela SAIDI BT - interrupções longas, por causa (hh:mm) O indicador SAIDI, para interrupções longas não excecionadas pode ser consultado na Tabela

59 SAIDI 2016 Total Padrão Acidentais SANTA MARIA C 0:04 0:10 1:00 1:15 12:00 SÃO MIGUEL A 0:00 0:09 0:11 0:20 4:00 B 0:00 0:06 0:27 0:34 6:00 C 0:00 0:12 0:56 1:09 12:00 TERCEIRA A 0:00 2:13 1:25 3:39 4:00 B 3:20 0:31 3:52 6:00 C 0:01 4:13 0:40 4:55 12:00 GRACIOSA C 0:11 1:10 1:21 12:00 SÃO JORGE C 0:18 0:03 3:43 4:05 12:00 PICO C 0:01 1:52 1:35 3:29 12:00 FAIAL A 0:15 1:21 1:03 2:39 4:00 C 0:01 3:13 2:59 6:14 12:00 FLORES C 0:19 0:39 0:58 12:00 CORVO C 3:37 0:00 3:38 12: Acidentais Fortuitas força-maior; 23 - Razões segurança; 24 - Causas Próprias Pela análise da tabela anterior verifica-se que, ao nível da duração média de interrupções os padrões de qualidade definidos no RQS foram cumpridos em todas as ilhas. Tabela 3-42 SAIFI BT, para interrupções longas, não abrangidas pelo artigo 13º do RQS (hh:mm) 59

60 3.3. Indicadores individuais Os indicadores de caracter geral aferem a qualidade de serviço prestado à totalidade dos clientes, na Região, nas diversas ilhas e concelhos e nas respetivas zonas de 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 artigo 54º 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 8 10 B C Tabela Padrão de número de interrupções por ano Zona MT BT A 4 6 B 8 10 C Tabela Padrão da duração total das interrupções (horas por ano) No ano de 2016, verificaram-se 805 situações de incumprimento dos padrões individuais de qualidade de serviço. Este número representa cerca de 0,7% do número de clientes da EDA, S.A.. Das 9 ilhas que compõem o arquipélago dos Açores, 3 tiveram situações de incumprimento dos padrões individuais. Como podemos comprovar pela tabela Número total de compensações a grande maioria dos incumprimentos são de baixa tensão, cerca de 98,1%, e verificaram-se nas ilhas da Terceira, Faial e São Miguel com 53,3%, 46,1%, e 0,6%, respetivamente. Zona Número Duração Total BT <= 20,7 BT > 20,7 MT BT <= 20,7 BT > 20,7 MT SÃO MIGUEL A 5 5 TERCEIRA A B FAIAL A Total EDA Tabela Número total de compensações 60

61 Zona Número Duração Total BT <= 20,7 BT > 20,7 MT BT <= 20,7 BT > 20,7 MT SÃO MIGUEL A TERCEIRA A B FAIAL A Total EDA Tabela Valor total de compensações ( ) O total das situações de incumprimento dos indicadores individuais de qualidade de serviço totalizou uma quantia de Apesar da média tensão ter apenas 1,9% do número de situações de incumprimento, representa, cerca de, 31,5% do valor das compensações. Número de compensações Montante ( ) Zona Número Duração Total Número Duração Total TERCEIRA A 1 1 0,45 0,45 Total EDA 1 1 0,00 0,45 0,45 Tabela Compensações que revertem para o fundo de reforço de investimento De acordo com a Tabela 3-46, de forma a melhorar a qualidade de serviço, verifica-se que 0,45 do total de reverteram para o Fundo de Reforço dos Investimentos das respetivas zonas. Das 805 situações de clientes com direito a indemnização, 804 deram, efetivamente, origem a compensação a clientes enquanto uma reverteu para o Fundo de Reforço dos Investimentos das respetivas zonas. 17 situações onde ocorreram incumprimentos de duração e número em simultâneo. De acordo com a Tabela 3-48, na Região Autónoma dos Açores, em 2016, registaram-se 61

62 Zona BT <= 20,7 BT > 20,7 MT Total Número Duração Número Duração Número Duração TERCEIRA A 1 1 FAIAL A Total EDA Tabela Nº de situações com incumprimentos de duração e número em simultâneo 62

63 4. Qualidade da onda de tensão A qualidade da energia entregue aos consumidores está diretamente relacionada com a qualidade da onda de tensão da rede. Embora exista uma série de índices para qualificar a onda de tensão, serão os equipamentos dos consumidores a 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. 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 O plano de monitorização da Qualidade de Energia Elétrica para o ano de 2016 resulta do plano de monitorização desenvolvido pela EDA, S.A. para os anos , de acordo com o RQS da RAA em vigor. A EDA, S.A. propôs-se a efetuar a monitorização da qualidade da onda de tensão em 2016 nos pontos da sua rede de transporte e distribuição apresentados na Tabela 4-1 e na Tabela 4-2, em 52 instalações (28 SE/PS e 24 PT) durante 53 semanas. As medições efetuadas, cujos principais resultados são resumidos a seguir, mostram que nas instalações da EDA, S.A. são, genericamente, observados os valores de referência adotados para os parâmetros da qualidade da onda de tensão pelo RQS e pela EN

64 4.2. Plano de Monitorização Redes de transporte e Distribuição em AT e MT Ilha Concelho Instalação Nome Barramento Ano S. MARIA VILA DO PORTO SE CT AEROPORTO S.MIGUEL RIBEIRA GRANDE SE CT CALDEIRÃO S.MIGUEL RIBEIRA GRANDE SE CALDEIRÃO S.MIGUEL PONTA DELGADA SE MILHAFRES S.MIGUEL PONTA DELGADA SE PONTA DELGADA S.MIGUEL PONTA DELGADA SE S. ROQUE S. MIGUEL PONTA DELGADA SE AEROPORTO S. MIGUEL LAGOA SE LAGOA 30/ S. MIGUEL RIBEIRA GRANDE SE FOROS 60/30/ S. MIGUEL NORDESTE SE PE GRAMINHAIS S. MIGUEL VILA FRANCA DO CAMPO SE VILA FRANCA 30/ TERCEIRA PRAIA DA VITÓRIA SE CT BELO JARDIM 30/ TERCEIRA ANGRA DO HEROÍSMO SE VINHA BRAVA TERCEIRA ANGRA DO HEROÍSMO SE ANGRA HEROÍSMO TERCEIRA PRAIA DA VITÓRIA SE LAJES 15/ TERCEIRA PRAIA DA VITÓRIA SE QUATRO RIBEIRAS TERCEIRA PRAIA DA VITÓRIA PS SERRA CUME

65 Ilha Concelho Instalação Nome Barramento Ano GRACIOSA S.C. GRACIOSA SE CT QUITADOURO S. JORGE VELAS SE CT CAMINHO NOVO PICO S.ROQUE SE CT S.ROQUE 30/ PICO MADALENA SE MADALENA 30/ PICO LAJES DO PICO SE LAJES 30/ FAIAL HORTA SE CT STA. BARBARA FAIAL HORTA PS PE SALAO FLORES LAJES DAS FLORES SE CT LAJES FLORES SANTA CRUZ DAS FLORES SE CH. ALÉM FAZENDA FLORES SANTA CRUZ DAS FLORES PS SANTA CRUZ CORVO CORVO SE CT CORVO Tabela 4-1 Pontos de monitorização Redes de transporte e distribuição em AT e MT 65

66 4.3. Plano de Monitorização Rede de distribuição em BT Ilha Zona geográfica Concelho Instalação Nome Tipo de carga Potência instalada Ano S. MARIA C VILA DO PORTO 1PT0045 PT B. S. LOURENÇO R 93,4% (*); I+S 6,6% (*) S. MIGUEL A PONTA DELGADA 2PT0354 ASSOCIAÇÃO DEFICIENTES R 67,2% (*); I+S 32,8% (*) S.MIGUEL C PONTA DELGADA 2PT0059 GAIATOS R 76,3% (*); I+S 23,7% (*) S.MIGUEL C RIB. GRANDE 2PT0392 LOMBA PICO DA PEDRA R 88,4% (*); I+S 11,6% (*) S.MIGUEL B RIB. GRANDE 2PT0081 ESCOLAS - RIB. SECA R 86,0% (*); I+S 14,0% (*) S.MIGUEL B LAGOA 2PT0008 ROSÁRIO R 52,0% (*); I+S 48,0% (*) S.MIGUEL C V.F.CAMPO 2PT0022 ROCHA DOS CAMPOS R 78,6% (*); I+S 21,4% (*) S.MIGUEL C POVOAÇÃO 2PT0041 LOMBA DO ALCAIDE S.MIGUEL C NORDESTE 2PT0028 VILA NORDESTE TERCEIRA A A.HEROÍSMO 3PT0008 BOA NOVA TERCEIRA C A.HEROÍSMO 3PT0030 S. BARTOLOMEU TERCEIRA B P.VITÓRIA 3PT0065 PAÚL 1 TERCEIRA C P.VITÓRIA 3PT0071 PECHITA R 87,7% (*); I+S 12,3% (*) R 61,7% (*); I+S 38,3% (*) R 76,6% (*); I+S 23,4% (*) R 85,2% (*); I+S 14,8% (*) R 56,6% (*); I+S 43,4% (*) R 80,6% (*); I+S 19,4% (*) GRACIOSA C S.C. DA GRACIOSA 4PT0026 MERCADO R 66,0% (*); I+S 34,0% (*) S JORGE C VELAS 5PT0016 QUEIMADA R 80,2% (*); I+S 19,8% (*) S. JORGE C CALHETA 5PT0001 PORTO DA CALHETA R 40,9% (*); I+S 59,1% (*) PICO C S. ROQUE 6PT0002 POÇO PICO C LAJES 6PT0049 RIBEIRA DO MEIO R 89,6% (*); I+S 10,4% (*) R 85,5% (*); I+S 14,5% (*)

67 Ilha Zona geográfica Concelho Instalação Nome Tipo de carga Potência instalada Ano PICO C MADALENA 6PT0026 AREIA FUNDA R 51,6% (*); I+S 48,4% (*) FAIAL A HORTA 7PT0038 CONSUL D ABNEY R 54,6% (*); I+S 45,4% (*) FAIAL C HORTA 7PT0008 CAPELO R 79,0% (*); I+S 21,0% (*) FLORES C S. CRUZ DAS FLORES 8PT0002 RIBEIRA DOS BARQUEIROS R 85,0% (*); I+S 15,0% (*) FLORES C LAJES 8PT0008 VILA DAS LAJES R 46,8% (*); I+S 53,2% (*) CORVO C CORVO 9PT0001 VILA NOVA DO CORVO R 56,2% (*); I+S 43,8% (*) (*): R- percentagem clientes do sector residencial; I+S percentagem clientes do sector industrial e de serviços Tabela 4-2 Pontos de monitorização Rede de distribuição em BT Observações ao plano de monitorização No decorrer do ano de 2016 e para a ilha de São Miguel, não foi possível cumprir com o plano de monitorização da qualidade da onda de tensão previamente estabelecido (Tabela 4-1) para a instalação SE CT Caldeirão, barramento de 60 kv, devido a avaria no equipamento. Ao nível da rede de distribuição em BT na ilha de São Miguel e devido a problemas de cobertura de rede móvel, a monitorização prevista no plano de monitorização de 2016 para o 2PT0041 foi alterada para o 2PT0502, no mesmo concelho. De forma a mitigar futuros problemas similares, a EDA, S.A., no decorrer do presente ano, procedeu à substituição de todos os cartões SIM das instalações em monitorização para cartões agnósticos ao operador de rede Taxa de realização do Plano de Monitorização A taxa de realização do plano de monitorização foi de 91,38%. Os casos de incumprimento do plano deveram-se a anomalias do sistema de monitorização de qualidade de onda de tensão, onde se incluem as avarias de equipamentos e as falhas de comunicação com os equipamentos Indicadores semanais Para a escolha das semanas a reportar, entre as várias semanas e entre os vários locais, foram criados dois indicadores semanais para as grandezas em regime permanente Continuous Power Quality Índex (CPQI): Para as grandezas com níveis máximos e mínimos (como a tensão e a frequência), 67

68 os valores máximos e mínimos e todos os percentis são normalizados de acordo com a CPQIRMS = (VMEDIDO expressão: VNOMINAL ) (VLIMITE VNOMINAL ) Valor eficaz de tensão; Tremulação (flicker); Desequilíbrio do sistema trifásico de tensões; É retido o maior valor de entre os calculados para as 3 fases e para todos os percentis que se apliquem. Para as grandezas com níveis máximos apenas, são normalizados os percentis 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 efetuada utilizando o seguinte princípio: a semana cujo valor CPQI corresponde à mediana dos valores (semana representativa); a semana com o pior índice do CPQI; 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: V LIMITE Frequência; Tensões harmónicas; Cavas de tensão; 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 destes com a NP EN para a alta, 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 a EN para a alta, média e baixa tensão nos pontos de rede monitorizados, com exceção das seguintes situações de inconformidade descritas de seguida Ilha Terceira Para a Baixa Tensão, foi registado o incumprimento numa das semanas selecionadas no 3PT0008 Boa Nova no período de 17 a 23 de outubro de 2016 numa das fases, em que se registou uma taxa de cumprimento de 94,21%. 68

69 Ilha do Corvo Para a média tensão foi registado o incumprimento em uma das semanas selecionadas para o equipamento instalado na Central do Corvo, no período de 27 de junho a 3 de julho de 2016, com uma taxa de cumprimento de 92,16%. No caso da baixa tensão, foi registado o incumprimento numa das semanas selecionadas na instalação 9PT0001, no período de 22 a 28 de fevereiro de 2016, com uma taxa de cumprimento de 83,73%. Os valores de tremulação não regulamentares advêm das características do sistema elétrico existente na ilha do Corvo, e às flutuações de tensão provocadas pelas cargas existentes na ilha Desequilíbrio Verificou-se a conformidade em 100% dos valores registados para os diferentes níveis de tensão, em todas as ilhas da RAA Frequência Verificou-se a conformidade em 100% dos valores registados para os diferentes níveis de tensão, em todas as ilhas da RAA Tensões harmónicas Verificou-se a conformidade em 100% dos valores registados para os diferentes níveis de tensão, em todas as ilhas da RAA Cavas A classificação de cavas que se segue foi efetuada com base na extração direta dos registos dos equipamentos de qualidade de onda de tensão, utilizando um intervalo de agregação temporal de um minuto. De referir que nas tabelas que se seguem estão contempladas as ocorrências registadas pelos equipamentos, mesmo que não tenham afetado clientes por a rede a jusante estar desligada. As cavas foram consideradas como mais severas de acordo com os critérios utilizados pelo regulador sueco em Voltage Quality Regulation in Sweden (Paper 0168; 21 st Internacional Conference on Electricity Distribution, Frankfurt, 2011) [2]. A análise às cavas mais severas foi efetuada correlacionando a lista de eventos agregados da aplicação de monitorização da qualidade de onda de tensão (Qweb Report) com aplicações informáticas da EDA, S.A. (Servidor de Arquivo Histórico do SCADA e Sistema de Gestão de Indisponibilidades SGI), procurando-se identificar as interrupções que originaram estas cavas mais severas, classificando-as quanto à origem, tipo e causa, segundo o Regulamento de Qualidade de Serviço do Setor Elétrico em vigor Ilha de Santa Maria Média Tensão Na Tabela 4-3 são classificadas as cavas conforme EN 50160:2010 para a Média Tensão na ilha de Santa Maria, tendo-se registado 74 cavas de tensão. A maioria das cavas registadas na Média Tensão (80% 59 cavas) foi classificada dentro da área de imunidade para as classes 2 e 3 de equipamentos definida no anexo B da EN Nenhuma cava foi classificada como mais severa de acordo com [2] zona sombreada a vermelho. 69

70 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 4-3 Cavas na média tensão na Ilha de Santa Maria Baixa Tensão Na Tabela 4-4 são classificadas as cavas registadas no 1PT0045 PT B. S. Lourenço conforme EN 50160:2010 para a Baixa Tensão, tendo-se registado no total 21 cavas, das quais nove (43%) estão dentro da área de imunidade para as classes 2 e 3 de equipamentos definida no anexo B da EN Nenhuma cava poderá ser considerada como mais gravosas conforme [2] zona sombreada a vermelho na Tabela 4-4. 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 4-4 Cavas na baixa tensão na Ilha de Santa Maria Ilha de São Miguel Alta Tensão Na Tabela 4-5 são classificadas as cavas conforme EN 50160:2010 para a Alta Tensão na ilha de São Miguel. Analisando a referida tabela, constata-se que foram registadas 173 cavas, sendo que a maioria (65% 112 cavas) está dentro da área de imunidade para as classes 2 e 3 de equipamentos definida no anexo B da EN50160 e que cerca de 18 (10%) poderão ser consideradas como mais severas de acordo com [2] zona sombreada a vermelho. As 18 cavas mais severas foram registadas na sequência de interrupções classificadas de acordo com a sua origem, tipo e causa da seguinte forma: 89% (16) das cavas severas tiveram origem em interrupções nas linhas de distribuição MT, todas classificadas como do tipo acidental e causa própria: 75% destas relacionadas com defeitos na linha MT Lagoa Vila Franca (SGI , , , , , e ); 12,5% com origem num defeito na linha MT Vila Franca Furnas (SGI ); 12,5% na sequência de um defeito na linha MT Foros Ribeirinha (SGI ). 11% (2) das cavas foram registadas na sequência de uma interrupção com origem na produção externa SOGEO, do tipo acidental, causa razões de segurança: defeito 70

71 entre fases na linha SOGEO Foros que originou a saída de paralelo dos grupos 2, 3 e 4 na Central Geotérmica Ribeira Grande (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 4-5 Cavas na alta tensão na Ilha de São Miguel Média Tensão Na Tabela 4-6 são classificadas as cavas conforme EN 50160:2010 para a Média Tensão na ilha de São Miguel. Pela análise à referida tabela, conclui-se que foram registadas 1550 cavas, sendo que a maioria destas (66% 1022 cavas) está dentro da área de imunidade para as classes 2 e 3 de equipamentos definida no anexo B da EN50160 e que apenas 2% (25) poderão ser consideradas como mais severas de acordo com [2] zona sombreada a vermelho. As 25 cavas mais severas foram registadas na sequência de interrupções classificadas de acordo com a sua origem, tipo e causa da seguinte forma: 64% (16) das cavas foram registadas na sequência de uma interrupção com origem na produção externa SOGEO, do tipo acidental, causa razões de segurança: defeito entre fases na linha SOGEO Foros que originou a saída de paralelo dos grupos 2, 3 e 4 na central geotérmica Ribeira Grande (SGI ); 36% (9) destas tiveram origem em interrupções nas linhas de distribuição MT, todas classificadas como do tipo acidental e causa própria: 67% na sequência de defeitos na linha MT Lagoa Vila Franca (SGI , , , , e ); 22% relacionadas com um defeito na linha MT Vila Franca Furnas (SGI ); 11% com origem num defeito na linha MT Foros Ribeirinha (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 4-6 Cavas na média tensão na Ilha de São Miguel Baixa Tensão Na Tabela 4-7 são classificadas as cavas conforme EN 50160:2010 para a Baixa Tensão da ilha de São Miguel. Pela análise da referida tabela conclui-se que, das 710 cavas de tensão registadas, a maioria (63% 445 cavas) está dentro da área de imunidade para 71

72 as classes 2 e 3 de equipamentos definida no anexo B da EN Apenas 2% das cavas (15) poderão ser consideradas como mais gravosas conforme [2], tendo sido estas classificadas quando à sua origem, tipo e causa da seguinte forma: 53% (8) das cavas severas registadas tiveram origem na produção externa SOGEO, na sequência de uma interrupção do tipo acidental, causa razões de segurança: defeito entre fases na linha SOGEO Foros que originou a saída de paralelo dos grupos 2, 3 e 4 na central geotérmica Ribeira Grande (SGI ); 47% (7) das cavas foram registadas na sequência de interrupções classificadas como tendo origem na distribuição MT, do tipo acidental, causa própria: defeito nas linhas MT Vila Franca Furnas (SGI ), Foros Ribeirinha (SGI ), Foros Nordeste (SGI e ) e Milhafres Capelas (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 Cavas na baixa tensão na Ilha de São Miguel Ilha Terceira Média Tensão Na Tabela 4-8 são classificadas as cavas na Média Tensão conforme EN 50160:2010 para a ilha Terceira. A análise à referida tabela permite concluir que foram registadas 2122 cavas de tensão na Média Tensão na ilha Terceira, sendo que a maioria destas (83% 1769 cavas) está dentro da área de imunidade para as classes 2 e 3 de equipamentos definida no anexo B da EN Observa-se também que apenas 1% (11) das cavas de tensão poderão ser consideradas mais gravosas conforme [2], tendo surgido na sequência de uma interrupção geral com origem na produção EDA, S.A., do tipo acidental e causa razões de segurança (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 4-8 Cavas na média tensão na Ilha Terceira Baixa Tensão Na Tabela 4-9 são classificadas as cavas conforme EN 50160:2010 para a Baixa Tensão para a ilha Terceira. Pela análise da tabela referida, conclui-se que foram registadas 370 cavas na Baixa Tensão da ilha Terceira e que a maioria (75% 279 cavas) destas cavas está dentro da área de imunidade para as 72

73 classes 2 e 3 de equipamentos definida no anexo B da EN Verifica-se, também, que apenas 1% (4) das cavas registadas na Baixa Tensão poderão ser consideradas como mais gravosas de acordo com [2], sendo que não foi possível identificar a sua origem. 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 4-9 Cavas na baixa tensão na Ilha Terceira Ilha Graciosa Média Tensão Na Tabela 4-10 são classificadas as cavas na Média Tensão conforme EN 50160:2010 para a ilha Graciosa. Das 59 cavas de tensão registadas na Tabela 4-10, a maioria (71% 42 cavas) está dentro da área de imunidade para as classes 2 e 3 de equipamentos definida no anexo B da EN50160 e apenas uma pode ser considerada como mais severa, conforme [2]. Esta cava mais severa foi registada na CT Quitadouro na sequência de uma interrupção geral, no âmbito da obra de ampliação da SE da CT da Graciosa, tendo sido classificada como do tipo prevista e causa razões de serviço (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 4-10 Cavas na média tensão na Ilha Graciosa Baixa Tensão Na Tabela 4-11 são classificadas as cavas conforme EN 50160:2010 para a Baixa Tensão da ilha Graciosa. Foram registadas no total 30 cavas, sendo que a maioria destas (67% 20 cavas) estão dentro da área de imunidade para as classes 2 e 3 de equipamentos definida no anexo B da EN Também se pode concluir da existência de apenas uma cava mais severa que todas as outras, segundo [2]. A cava mais severa foi registada no 4PT0026 Mercado na sequência de uma interrupção geral, no âmbito da obra de ampliação da SE da CT da Graciosa, tendo sido classificada como do tipo prevista e causa razões de serviço (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 4-11 Cavas na baixa tensão na Ilha Graciosa 73

74 Ilha São Jorge Média Tensão Na Tabela 4-12 são classificadas as cavas conforme EN 50160:2010 para a Média Tensão da ilha de São Jorge. Foram registadas 92 cavas, sendo que a maioria destas (52% 48 cavas) estão dentro da área de imunidade para as classes 2 e 3 de equipamentos definida no anexo B da EN Também se pode concluir da existência de 10 cavas mais severas que todas as outras, segundo [2]. As cavas mais severas tiveram origem na distribuição MT, na sequência de interrupções classificadas quanto ao tipo e causa da seguinte forma: 80% (8) das cavas severas resultaram de interrupções classificadas como do tipo acidental e causa própria: Defeitos na linha MT Caminho Novo São Pedro (SGI , e ); Defeitos nas linhas MT Caminho Novo Relvinha 1/Caminho Novo Manadas (SGI , e ). 20% (2) das cavas severas resultaram de interrupções classificadas como do tipo acidental e causa fortuita: defeitos nas linhas MT Caminho Novo São Pedro e Caminho Novo Relvinha 1/Caminho Novo Manadas (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 4-12 Cavas na média tensão na ilha de São Jorge Baixa Tensão Na Tabela 4-13 são classificadas as cavas para a Baixa Tensão para a ilha de São Jorge conforme EN 50160:2010. Da análise da tabela conclui-se que foram registadas 136 cavas, das quais 38% (51 cavas) estão dentro da área de imunidade para as classes 2 e 3 de equipamentos definida no anexo B da EN A análise à Tabela 4-13 permite concluir da existência de 16 cavas mais severas que todas as outras, conforme [2], tendo a sua maioria (81% 13 cavas) sido registadas na instalação 5PT0001. As 16 cavas mais severas surgiram na sequência de interrupções com origem na distribuição MT, sendo classificadas quanto ao tipo e causa da seguinte forma: 14 (87,5%) cavas severas tiveram origem em interrupções classificadas como do tipo acidental e causa própria: Defeitos na linha MT Caminho Novo São Pedro (SGI , , , , e ) 74

75 neste caso, as cavas foram registadas apenas no 5PT0001; defeitos nas linhas MT Caminho Novo Relvinha 1/Caminho Novo Manadas (SGI , e ). Uma das cavas severas resultou de uma interrupção classificada como do tipo acidental e causa fortuita: defeitos nas linhas MT Caminho Novo São Pedro e Caminho Novo Relvinha 1/Caminho Novo Manadas (SGI ); A restante cava surgiu na sequência de uma interrupção do tipo prevista e causa razões de serviço (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 4-13 Cavas na baixa tensão na Ilha São Jorge Ilha do Pico Média Tensão Na Tabela 4-14 são classificadas as cavas de tensão conforme EN 50160:2010 para a Média Tensão para a ilha do Pico, tendo-se registado 319 cavas de tensão, sendo a sua maioria (70% 222 cavas) situada dentro da área de imunidade para as classes 2 e 3 de equipamentos definida no anexo B da EN A análise à Tabela 4-14 permite concluir da existência de apenas duas cavas mais severas, conforme [2], que surgiram na sequência das seguintes duas interrupções, classificadas quanto à origem, tipo e causa do seguinte modo: Origem na distribuição, do tipo acidental e com causa própria: defeito na linha de distribuição MT São Roque Santa Luzia (SGI ) cava registada na SE Lajes, no barramento de 30 kv; Origem no transporte, do tipo acidental e com causa fortuita: disparo da linha de transporte São Roque Madalena 1, devido a uma árvore derrubada por um trator para cima da referida linha (SGI ) cava registada na SE Madalena, no barramento de 30 kv. 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 4-14 Cavas na média tensão na Ilha do Pico Baixa Tensão Na Tabela 4-15 são classificadas as cavas conforme EN 50160:2010 para a Baixa Tensão para a ilha do Pico. Pela análise da referida tabela conclui-se que foram registadas 130 cavas de tensão, das quais 48% (62) estão dentro da área de imunidade para as classes 2 e 3 de equipamentos definida no anexo 75

76 B da EN Nenhuma cava pode ser considerada como mais gravosa que as outras, 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 4-15 Cavas na baixa tensão na Ilha do Pico Ilha do Faial Média Tensão Na Tabela 4-16 são classificadas as cavas para o ano 2016, conforme EN 50160:2010, para a Média Tensão da ilha do Faial, constatando-se que foram registadas 127 cavas. A maioria das cavas de tensão (59% 75 cavas) está dentro da área de imunidade para as classes 2 e 3 de equipamentos definida no anexo B da EN Apenas 6% (7) das cavas registadas poderão ser consideradas como mais gravosas de acordo com [2]. As sete cavas consideradas como mais gravosas resultaram de interrupções classificadas quanto à origem, tipo e causa da seguinte forma: Cinco cavas tiveram origem na produção, sendo do tipo acidental e causa razões de segurança: saída de paralelo do grupo térmico 6 na CT de Santa Bárbara (SGI ) e interrupção geral (SGI ); As restantes duas cavas consideradas como severas tiveram origem na distribuição MT, numa interrupção do tipo acidental e causa fortuita: defeito na linha Santa Bárbara 03, devido a um cabo MT danificado por uma empresa externa (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 4-16 Cavas na média tensão na Ilha do Faial Baixa Tensão Na Tabela 4-17 são classificadas as cavas conforme EN 50160:2010 para a Baixa Tensão para a ilha do Faial, contabilizando-se um total de 46 cavas. Da análise à referida tabela conclui-se que apenas 20% (9) das cavas registadas na Baixa Tensão estão dentro da área de imunidade para as classes 2 e 3 de equipamentos definida no anexo B da EN Das quarenta e seis cavas registadas na Baixa Tensão, apenas seis (13%) poderão ser consideradas como mais gravosas, conforme [2], sendo que apenas foi possível associar cinco dessas cavas a interrupções ocorridas na rede, classificadas relativamente à sua origem, tipo e causa da seguinte forma: 76

77 Três cavas severas tiveram origem na produção EDA, S.A., na sequência das seguintes interrupções: Tipo acidental e causa razões de segurança: saída de paralelo do grupo térmico 6 na CT Santa Bárbara (SGI ); Tipo acidental e causa própria: interrupção geral devido a erro de manobra (SGI ). Duas cavas severas surgiram na sequência de uma interrupção com origem na distribuição MT, do tipo acidental e causa fortuita: defeito na linha Santa Bárbara 03, resultante de um cabo MT danificado por uma empresa externa (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 4-17 Cavas na baixa tensão na Ilha do Faial Ilha do Flores Média Tensão Na Tabela 4-18 são classificadas as cavas conforme EN 50160:2010 para a Média Tensão na ilha das Flores. Da análise à referida tabela conclui-se que, das 193 cavas registadas, a maioria (64% 123 cavas) está dentro da área de imunidade para as classes 2 e 3 de equipamentos definida no anexo B da EN Observa-se que 4% (8) das cavas poderão ser consideradas como mais gravosas, conforme [2], tendo surgido na sequência das seguintes indisponibilidades: Cinco cavas tiveram origem na produção externa (EDA Renováveis, S.A. Central Hídrica Além Fazenda), associadas a uma interrupção do tipo acidental, causa razões de segurança: interrupção geral (SGI ); Duas cavas tiveram origem na distribuição MT, na sequência de uma interrupção classificada como do tipo acidental, causa própria: defeito na linha Santa Cruz 01 (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 4-18 Cavas na média tensão na Ilha das Flores Baixa Tensão Na Tabela 4-19 são classificadas as cavas conforme EN 50160:2010 para a Baixa Tensão da ilha das Flores, de onde se poderá concluir que foram registadas 51 cavas, sendo que a maioria (55% 28 cavas) foi registada dentro da área de imunidade para as classes 2 e 3 de equipamentos definida no anexo B da EN

78 De acordo com [2], 14% (7) das cavas apresentadas na Tabela 4-19 poderão ser consideradas mais gravosas que as outras, sendo que apenas foi possível identificar a origem de duas destas cavas mais severas, concluindo-se que estas surgiram na sequência de uma interrupção com origem na Produção Externa (EDA Renováveis, S.A. Central Hídrica Além Fazenda), do tipo acidental e causa razões de serviço: interrupção geral (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 4-19 Cavas na baixa tensão na Ilha das Flores Ilha do Corvo Média Tensão Na Tabela 4-20 são classificadas as cavas conforme EN 50160:2010 para a Média Tensão na ilha do Corvo. Foram registadas 57 cavas, sendo que a maioria destas (56% 32 cavas) foi registada dentro da área de imunidade para as classes 2 e 3 de equipamentos definida no anexo B da EN (SGI , e ). 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 4-20 Cavas na média tensão na Ilha do Corvo Baixa Tensão Na Tabela 4-21 são classificadas as cavas conforme EN 50160:2010 para a Baixa Tensão da ilha do Corvo, de onde se poderá concluir que foram registadas 40 cavas, das quais a maioria (55% 22 cavas) foi registada dentro da área de imunidade para as classes 2 e 3 de equipamentos definida no anexo B da EN Conforme [2], três (8%) das cavas apresentadas na Tabela 4-21 poderão ser consideradas como mais severas, tendo-se identificado a origem para apenas uma delas: interrupção geral com origem na produção EDA, S.A., do tipo acidental e causa razões de segurança (SGI ). Segundo [2], três (5%) das cavas apresentadas na Tabela 4-20 poderão ser consideradas como mais severas, tendo origem na produção EDA, S.A., na sequência de interrupções gerais classificadas como do tipo acidental, com causa razões de segurança 78

79 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 Cavas na baixa tensão na Ilha do Corvo M.Bollen apresentou no 21 st CIRED em Frankfurt, os requisitos utilizados pelo regulador sueco para a análise de sobretensões em Voltage Quality Regulation in Sweden (Paper 0168; 21 st 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 ou igual a 35% da tensão declarada; ii) variação da tensão de alimentação superior ou igual a 15% para durações das sobretensões superiores ou iguais a 5 segundos) Sobretensões A classificação de sobretensões que se segue foi efetuada com base na extração direta dos registos dos equipamentos de qualidade de onda de tensão, utilizando um intervalo de agregação temporal de 1 minuto. De referir que nas tabelas que se seguem estão contempladas todas as ocorrências registadas pelos equipamentos, mesmo que não tenham afetado clientes por a rede a jusante estar desligada. Considerou-se na análise de sobretensões o documento: Guidelines of Good Practice on the Implementation and Use of Voltage Quality Monitoring Systems for Regulatory Purposes, publicadas a 3 de dezembro 2012 em conjunto pelo Council of European Energy Regulators (CEER) e pelo Energy Community Regulatory Board (ECRB) [1]. No referido documento é proposta uma curva para separação entre major swells e minor swells, ou seja, entre sobretensões mais gravosas e menos gravosas. Cruzando a lista de eventos agregados com aplicações informáticas ao dispor da EDA, S.A. (Servidor de Arquivo Histórico do SCADA e Sistema de Gestão de Indisponibilidades SGI), são apresentadas as indisponibilidades que originaram as sobretensões mais severas, classificando-as quanto à origem, tipo e causa, segundo o Regulamento de Qualidade de Serviço do Setor Elétrico em vigor. A análise às sobretensões mais severas foi efetuada correlacionando a lista de eventos agregados da aplicação de monitorização da qualidade de onda de tensão (Qweb Report) com aplicações informáticas da EDA, S.A. (Servidor de Arquivo Histórico do SCADA e Sistema de Gestão de Indisponibilidades SGI), procurando-se identificar as interrupções que originaram estas sobretensões mais severas, classificando-as quanto à origem, tipo e causa, segundo o Regulamento de Qualidade de Serviço do Setor Elétrico em vigor. 79

80 Ilha de Santa Maria Média Tensão 03 e Aeroporto 04 devido a perda de potência de geração no parque eólico (SGI ). Na Tabela 4-22 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 todas as sobretensões registadas (duas) poderão ser consideradas como mais gravosas zona a sombreado na Tabela As duas sobretensões mais gravosas surgiram na sequência de uma interrupção com origem na distribuição MT, classificada como do tipo acidental e causa própria: defeito na linha Aeroporto Santa Bárbara 1, provocado por vento com intensidade excecional (SGI ). Sobretensão (%Uc) Tabela 4-22 Sobretensões na média tensão na ilha de Santa Maria Baixa Tensão Duração t (ms) 10 < t <= < t <= < t <= u >= > u > Na Tabela 4-23 são classificadas as sobretensões conforme EN 50160:2010 para a Baixa Tensão na ilha de Santa Maria, verificandose a existência de apenas 2 sobretensões, sendo que apenas uma pode ser considerada como mais severa, conforme [1] zona a sombreado. A sobretensão mais gravosa teve origem na produção externa (EDA Renováveis, S.A.), resultando de uma interrupção classificada como do tipo acidental e causa razões de segurança: deslastre das linhas MT Aeroporto No entanto, se utilizarmos a metodologia definida em [2], conclui-se que nenhuma das sobretensões poderá ser classificada como mais gravosa. Sobretensão (%Uc) Tabela 4-23 Sobretensões na baixa tensão na ilha de Santa Maria Ilha de São Miguel Alta Tensão 10 < t <= < t <= < t <= u >= > u > Na Tabela 4-24 são classificadas as sobretensões conforme EN 50160:2010 para o ano de 2016 e para a Alta Tensão na ilha de São Miguel, sendo que as 3 sobretensões foram registadas no equipamento existente na subestação dos Graminhais. Utilizando a metodologia definida em [1], verifica-se que nenhuma das sobretensões registadas poderá ser considerada como mais gravosa. Sobretensão (%Uc) Duração t (ms) Duração t (ms) 10 < t <= < t <= < t <= u >= > u > Tabela 4-24 Sobretensões na alta tensão na ilha de São Miguel 80

81 Média Tensão Durante o ano 2016, não foi registada qualquer sobretensão nos equipamentos de monitorização da qualidade da onda de tensão colocados na Média Tensão, de acordo com a EN 50160:2010. Baixa Tensão Na Tabela 4-25 são classificadas as sobretensões conforme EN 50160:2010 para o ano 2016 para a Baixa Tensão da ilha de São Miguel. Da análise da referida tabela, verificase a existência de 3 sobretensões que poderão ser consideradas como mais gravosas, conforme [1], todas registadas no 2PT0059 Gaiatos. Estas sobretensões mais gravosas tiveram origem na distribuição MT, na sequência de três interrupções na linha Lagoa Vila Franca, classificadas como do tipo acidental e causa própria (SGI , e ). Recorrendo ao critério de severidade definido em [2], verifica-se que nenhuma das sobretensões poderá ser classificada como mais gravosa. Sobretensão (%Uc) Tabela 4-25 Sobretensões baixa tensão na ilha de São Miguel Ilha Terceira Média Tensão Duração t (ms) 10 < t <= < t <= < t <= u >= > u > Na Tabela 4-26 são classificadas as sobretensões conforme EN 50160:2010 para a Média Tensão na ilha Terceira. Da análise à referida tabela, constata-se que foram registadas vinte e seis sobretensões, das quais vinte e uma podem ser consideradas como mais severas, de acordo com [1]. Estas sobretensões mais severas tiveram origem na produção EDA, S.A., na sequência de três interrupções classificadas como do tipo acidental e causa razões de segurança: Treze das sobretensões severas registadas surgiram na sequência de uma interrupção geral devido à saída de paralelo do grupo térmico 9 na CT de Belo Jardim (SGI ); Quatro resultaram da saída de paralelo do grupo térmico 5 na CT de Belo Jardim por avaria elétrica, que levou ao deslastre da linha Vinha Brava Doze Ribeiras (SGI ); As restantes quatro cavas severas tiveram origem na saída de paralelo do grupo térmico 9 na CT de Belo Jardim devido a avaria elétrica que resultou em deslastres de linhas MT (SGI ). Sobretensão (%Uc) Tabela 4-26 Sobretensões na média tensão ilha Terceira Baixa Tensão Duração t (ms) 10 < t <= < t <= < t <= u >= > u > Na Tabela 4-27 são classificadas as sobretensões conforme EN 50160:2010 para a Baixa Tensão da ilha Terceira. Analisando a referida tabela, verifica-se que foram registadas quarenta sobretensões, das quais 55% (22) poderão ser consideradas como mais gravosas, conforme [1]. 81

82 As cavas mais severas (segundo [1]) surgiram na sequência das seguintes interrupções classificadas quanto à origem, tipo e causa da seguinte forma: 64% das sobretensões mais severas tiveram origem na distribuição MT, em interrupções do tipo acidental e causa própria: defeitos nas linhas de distribuição MT Vinha Brava Fontinhas (SGI e ), Praia da Vitória 02 (SGI ), Praia da Vitória Fontinhas (SGI ) e Angra do Heroísmo 03 ( ); 23% dessas sobretensões tiveram origem na produção EDA, S.A., na sequência de interrupções do tipo acidental e causa razões de segurança: saída de paralelo do grupo térmico 9 na CT Belo Jardim, resultando no deslastre de linhas MT (SGI , e ) ou em interrupção geral (SGI ); As restantes 13% surgiram na sequência de interrupções com origem na rede de transporte, do tipo acidental e causa própria: defeitos nas linhas de transporte Vinha Brava Serra do Cume (SGI ) e Praia da Vitória Serra do Cume (SGI Utilizando a metodologia definida em [2], verifica-se que apenas uma das sobretensões poderá ser classificada como mais gravosas, tendo sido registada no 3PT0008 Boa Nova na sequência de uma interrupção classificada como do tipo acidental e causa razões de segurança, que se deveu à saída de paralelo do grupo térmico 9 na CT de Belo Jardim (SGI ). Sobretensão (%Uc) Tabela 4-27 Sobretensões baixa tensão na Ilha Terceira Ilha Graciosa Média Tensão Duração t (ms) 10 < t <= < t <= < t <= u >= > u > Na Tabela 4-28 são classificadas as sobretensões conforme EN 50160:2010 para a Média Tensão da ilha Graciosa, constatando-se que foram registadas nove sobretensões. Utilizando a metodologia definida em [1] verifica-se a ocorrência de sete sobretensões que poderão ser consideradas como mais gravosas tendo sido registadas na sequência de seis interrupções classificadas quanto à origem, tipo e causa da seguinte forma: Duas das sobretensões mais severas tiveram origem na produção EDA, S.A. na sequência de duas interrupções classificadas da seguinte forma: Tipo previsto, causa razões de serviço: interrupção geral, no âmbito da obra de ampliação da subestação da CT da Graciosa (SGI ); Tipo acidental, causa razões de segurança: saída de paralelo do grupo térmico 7 na CT da Graciosa originando o deslastre das linhas MT Quitadouro Guadalupe 01 e Quitadouro Guadalupe 02 (SGI ). As restantes 5 sobretensões surgiram na sequência de interrupções com origem na distribuição MT, do tipo acidental e causa 82

83 própria: defeitos nas linhas Quitadouro Guadalupe 01 (SGI e ), Quitadouro Guadalupe 02 (SGI ) e Quitadouro Guadalupe 01/Quitadouro Guadalupe 02, linhas acopladas na mesma proteção devido às obras de ampliação da SE da CT do Quitadouro (SGI ). Sobretensão (%Uc) Tabela 4-28 Sobretensões na média tensão na ilha Graciosa Baixa Tensão Duração t (ms) 10 < t <= < t <= < t <= u >= > u > Na Tabela 4-29 são classificadas as sobretensões conforme EN 50160:2010 para a Baixa Tensão da ilha Graciosa, tendo sido registadas dezasseis sobretensões. Utilizando a metodologia definida em [1], verifica-se a ocorrência de doze sobretensões que poderão ser consideradas como mais gravosas, tendo estas resultado de sete interrupções: Três das sobretensões mais severas tiveram origem na produção EDA, S.A. na sequência de duas interrupções classificadas da seguinte forma: Tipo previsto, causa razões de serviço: interrupção geral, no âmbito da obra de ampliação da SE da CT da Graciosa (SGI ); Tipo acidental, causa razões de segurança: saída de paralelo do grupo térmico 7 na CT da Graciosa originando o deslastre das linhas MT Quitadouro Guadalupe 01 e Quitadouro Guadalupe 02 (SGI ). As restantes nove sobretensões surgiram na sequência de interrupções com origem na distribuição MT, do tipo acidental e causa própria: defeitos nas linhas Quitadouro Guadalupe 01 (SGI , , e ) e Quitadouro Guadalupe 02 (SGI ). Contudo, se utilizarmos a metodologia descrita em [2], conclui-se que nenhuma das sobretensões registadas na Tabela 4-29 pode ser considerada como mais gravosa. Sobretensão (%Uc) Tabela 4-29 Sobretensões baixa tensão na ilha Graciosa Ilha São Jorge Média Tensão Duração t (ms) 10 < t <= < t <= < t <= u >= > u > Na Tabela 4-30 são classificadas as sobretensões conforme EN 50160:2010 para a Média Tensão da ilha de São Jorge, onde se constata que foram registadas vinte sobretensões. Utilizando a metodologia definida em [1], verifica-se a ocorrência de doze sobretensões que poderão ser consideradas como mais gravosas, tendo estas sido registadas na sequência das seguintes interrupções com origem na distribuição e classificadas da seguinte forma: Tipo acidental, de causa própria: defeito nas linhas de distribuição Caminho 83

84 Novo Relvinha 1/Caminho Novo Manadas (SGI , , , , e ), Caminho Novo Relvinha 2 (SGI ) e Caminho Novo São Pedro (SGI ); Tipo acidental, de causa fortuita: defeito nas linhas Caminho Novo Relvinha 1/Caminho Novo Manadas e Caminho Novo São Pedro (SGI ). Sobretensão (%Uc) Tabela 4-30 Sobretensões na média tensão na ilha de São Jorge Baixa Tensão Duração t (ms) 10 < t <= < t <= 5000 Na Tabela 4-31 são classificadas as sobretensões conforme EN 50160:2010 para a Baixa Tensão da ilha de São Jorge, observando-se que foram registadas sessenta e uma sobretensões. Utilizando a metodologia definida em [1], verifica-se a ocorrência de cinquenta e duas sobretensões que poderão ser consideradas como mais gravosas, tendo sido registadas na sequência das seguintes interrupções classificadas da seguinte forma: Origem Produção EDA, S.A. (2 sobretensões) Tipo acidental, de causa razões de segurança: saída de paralelo do grupo térmico 7 na CT Caminho Novo, originando o deslastre por mínima frequência da linha Caminho Novo Relvinha 1/Caminho Novo Manadas (SGI ). Origem Distribuição (50 sobretensões) 5000 < t <= u >= > u > % (41) das sobretensões com origem na distribuição resultaram de interrupções do tipo acidental e causa própria devido a defeitos nas linhas MT: Caminho Novo Relvinha 1/Caminho Novo Manadas (SGI , , , , , , e ); Caminho Novo São Pedro ( , , , , e , ); Caminho Novo Relvinha 2 (SGI e ); Relvinha Topo (SGI , , , e ). As restantes sobretensões (9) com origem na distribuição surgiram na sequência de interrupções do tipo acidental e causa fortuita: Defeitos nas linhas MT Caminho Novo Relvinha 1/Caminho Novo Manadas e Caminho Novo São Pedro (SGI ); Defeitos na linha MT Relvinha Topo devido a vento com intensidade excecional ( , , e ). No entanto, se utilizada a metodologia descrita em [2] conclui-se que são vinte e uma 84

85 as sobretensões que podem ser consideradas como mais gravosas, tendo estas sido registadas na sequência de interrupções com origem na distribuição e classificadas quanto ao tipo e causa da seguinte forma: Tipo acidental, de causa própria (41 sobretensões): defeitos nas linhas MT Caminho Novo Relvinha 1/Caminho Novo Manadas (SGI , , , e ), Caminho Novo Relvinha 2 (SGI ) e Relvinha Topo ( ); Tipo acidental, de causa fortuita (9 sobretensões): defeito na linha MT Relvinha Topo devido a vento com intensidade excecional (SGI ). Sobretensão (%Uc) Tabela 4-31 Sobretensões baixa tensão na ilha de São Jorge Ilha do Pico Média Tensão Duração t (ms) 10 < t <= < t <= < t <= u >= > u > Na Tabela 4-32 são classificadas as sobretensões conforme EN 50160:2010 para a ilha do Pico na Média Tensão, de onde se observa que foram registadas dezasseis sobretensões. Da análise à referida tabela e utilizando a metodologia definida em [1], conclui-se da existência doze sobretensões que podem ser consideradas como mais severas, tendo sido registadas na sequência das seguintes interrupções classificadas quanto à origem, tipo e causa da seguinte forma: 83% (10) das sobretensões severas tiveram origem em duas interrupções com origem na produção EDA, S.A., ambas classificadas como do tipo acidental e causa razões de segurança: saída de paralelo, na CT do Pico, do grupo térmico 6 (SGI e ) e do grupo térmico 4 (SGI ); As restantes sobretensões (17% 2 sobretensões) surgiram na sequência de uma interrupção com origem no transporte, do tipo acidental e causa fortuita: defeito na linha de transporte São Roque Lajes (SGI ). Sobretensão (%Uc) Tabela 4-32 Sobretensões na média tensão na ilha do Pico Baixa Tensão Duração t (ms) 10 < t <= < t <= < t <= u >= > u > Na Tabela 4-33 são classificadas as sobretensões conforme EN 50160:2010 para a Baixa Tensão da ilha do Pico, observando-se que foram registadas onze sobretensões, das quais oito podem ser consideradas sobretensões mais severas, de acordo com [1]. As cinco sobretensões mais severas, surgiram na sequência das seguintes interrupções, classificadas à origem, tipo e causa da seguinte forma: Três das sobretensões severas tiveram origem na rede de transporte, em interrupções classificadas como do tipo acidental e causa fortuita: defeitos nas linhas de transporte São Roque Madalena 1 (SGI ) e São Roque Lajes 1 (SGI 85

86 ), sendo que ambas resultaram de rebentamentos de linha durante a realização de trabalhos, por entidade externa à EDA, S.A., de abate/decote de árvores; Uma sobretensão severa surgiu na sequência de uma interrupção com origem na distribuição MT, sendo classificada como do tipo acidental e causa própria: defeito na linha de distribuição Lajes São Mateus (SGI ); A outra sobretensão severa resultou de uma interrupção com origem na produção EDA, S.A., do tipo acidental e causa razões de segurança: saída de paralelo do grupo térmico 6 na CT do Pico (SGI ). Desagregando a informação da Tabela 4-33, conforme documento em [2], concluise que três das sobretensões registadas pertencem à zona C, tendo sido registadas na sequência das seguintes indisponibilidades, classificadas quanto à origem, tipo e causa do seguinte modo: Duas das sobretensões mais severas surgiram na sequência de uma interrupção com origem na rede de transporte, do tipo acidental e causa fortuita (SGI ); A restante sobretensão resultou de uma interrupção com origem na produção EDA, S.A., do tipo acidental e causa razões de segurança (SGI ); Sobretensão (%Uc) Duração t (ms) 10 < t <= < t <= < t <= u >= > u > Tabela 4-33 Sobretensões baixa tensão na ilha do Pico Ilha do Faial Média Tensão Na Tabela 4-34 são classificadas as sobretensões conforme EN 50160:2010 para a Média Tensão da ilha do Faial. Da análise à referida tabela conclui-se que, das três sobretensões registadas, nenhuma pode ser considerada como mais severa utilizando a metodologia definida em [1]. Sobretensão (%Uc) Tabela 4-34 Sobretensões média tensão na ilha do Faial Baixa Tensão Duração t (ms) 10 < t <= < t <= < t <= u >= > u > Na Tabela 4-35 são classificadas as sobretensões conforme EN 50160:2010 para a Baixa Tensão da ilha do Faial. Utilizando a metodologia definida em [1], verifica-se que as duas sobretensões registadas podeerão ser consideradas como mais gravosas, ambas registadas na instalação 7PT0038 Consul D Abney, tendo resultado de duas interrupções com origem na produção EDA, S.A., sendo ambas do tipo acidental e com causa razões de segurança: interrupção geral provocado pela saída de paralelo do grupo térmico 7 e, posteriormente, do grupo térmico 6 na CT de Santa Bárbara(SGI ); saída de paralelo do grupo térmico 6 na CT de Santa Bárbara que originou deslastres de linhas de distribuição por mínima frequência (SGI ). 86

87 Desagregando a informação da Tabela 4-35 conforme o documento em [2] conclui-se que nenhuma das duas sobretensões registadas pode ser considerada como mais gravosa. Sobretensão (%Uc) Duração t (ms) 10 < t <= < t <= < t <= u >= > u > Sobretensão (%Uc) Tabela 4-35 Sobretensões baixa tensão na ilha do Faial Ilha de Flores Média Tensão Duração t (ms) 10 < t <= < t <= < t <= u >= > u > Na Tabela 4-36 são classificadas as sobretensões conforme EN 50160:2010 para a Média Tensão da ilha das Flores, tendo sido registadas dezoito sobretensões, das quais dezassete podem ser classificadas como mais gravosas conforme [1]. As sobretensões mais severas (segundo [1]), resultaram das seguintes indisponibilidades classificadas quanto à origem, tipo e causa do seguinte modo: Tabela 4-36 Sobretensões na média tensão na ilha das Flores Baixa Tensão Na Tabela 4-37 são classificadas as sobretensões conforme EN 50160:2010 para a Baixa Tensão da ilha das Flores. Utilizando a metodologia definida em [1], verifica-se que, das nove sobretensões registadas, quatro podem ser consideradas como mais gravosas, tendo sido possível apenas identificar a origem de três dessas sobretensões como tendo origem nas seguintes interrupções classificadas quanto à origem, tipo e causa da seguinte forma: Duas das sobretensões mais severas tiveram origem numa interrupção com origem na produção externa (EDA Renováveis, S.A.), sendo do tipo acidental e causa razões de segurança: deslastre de linhas de distribuição durante ensaios com a Central Hídrica Além Fazenda (SGI ); 94% (16) das sobretensões tiveram origem em interrupções com origem na produção externa (EDA Renováveis, S.A.), classificadas como do tipo acidental e causa razões de segurança: deslastre de linhas de distribuição durante ensaios com a Central Hídrica Além Fazenda (SGI ) e interrupção geral (SGI ); A sobretensão restante mais gravosa resultou de uma interrupção com origem na distribuição, sendo do tipo acidental e causa própria: defeito na linha Lajes Morro Alto (SGI ). Uma das sobretensões mais gravosas resultou de uma indisponibilidade com origem na distribuição, classificada como do tipo acidental e causa própria: defeito na linha Lajes Morro Alto (SGI ). Se utilizarmos a metodologia apresentada em [2], conclui-se que apenas uma das sobretensões pode ser considerada como mais gravosa, tendo esta sido registada no 8PT0008 Vila das Lajes na sequência de uma interrupção com origem na produção 87

88 externa (EDA Renováveis, S.A.), sendo classificada como do tipo acidental e causa razões de segurança: deslastre de linhas de distribuição durante ensaios com a Central Hídrica Além Fazenda (SGI ). Sobretensão (%Uc) Tabela 4-37 Sobretensões na baixa tensão na ilha das Flores Ilha do Corvo Média Tensão 10 < t <= < t <= < t <= u >= > u > Na Tabela 4-38 são classificadas as sobretensões conforme EN 50160:2010 para a Média Tensão da ilha do Corvo, tendo sido registadas duas sobretensões, uma das quais poderá ser considerada mais severa, conforme [1]. A sobretensão considerada como mais severa conforme [1] resultou de uma indisponibilidade com origem na produção EDA, S.A., sendo classificada como do tipo acidental, causa razões de segurança: interrupção geral (SGI ). Sobretensão (%Uc) Duração t (ms) Duração t (ms) 10 < t <= < t <= < t <= u >= > u > Tabela 4-38 Sobretensões na média tensão na ilha do Corvo Baixa Tensão Na Tabela 4-39 são classificadas as sobretensões conforme EN 50160:2010 para a Baixa Tensão da ilha do Corvo, de onde se poderá concluir que, das dez sobretensões registadas, cinco poderão ser consideradas como mais severas, segundo [1], sendo que apenas foi possível identificar a indisponibilidade que deu origem a uma dessas sobretensões. Esta indisponibilidade teve origem na rede de distribuição, sendo classificada como do tipo prevista e causa razões de serviço: montagem de uma nova cela MT no 9PT0001 Vila Nova do Corvo, para posterior ligação de um novo PT (SGI ). Utilizando a metodologia definida em [2], constata-se que apenas duas das sobretensões podem ser consideradas como mais gravosas que as restantes, sendo que não foi possível identificar a origem destas sobretensões. Sobretensão (%Uc) Duração t (ms) 10 < t <= < t <= < t <= u >= > u > Tabela 4-39 Sobretensões na baixa tensão na ilha do Corvo Evolução da Qualidade da Onda de Tensão Na tabela seguinte, apresenta-se a síntese dos pontos de entrega onde se verificaram incumprimentos dos limites regulamentares das características da onda de tensão no período de

89 Ilha Equipamento S.M IGUEL S.M IGUEL TERCEIRA TERCEIRA TERCEIRA TERCEIRA TERCEIRA TERCEIRA Graciosa São Jorge São Jorge Pico Faial Flores Flores Corvo PT PT SE Angra 15kV B1 SE Angra 15kV B2 PT PT PT PT PT CT Caminho Novo PT PT PT PT SE Além Fazenda 15kV B1 SE Corvo 15kV B1 2PT0045 H5+H15 2PT0408 Plt H5 2PT0391 H5 2PT0299 H15 2PT0103 H5+H9 +H15 2PT0224 H15 2PT0014 H15 H5 H5 H5 3PT0080 Plt H9+H15 +H21 3PT0159 H5 3PT0180 H5 3PT0012 H5 7PT0008 Plt 4PT0010 Plt 5PT0040 Plt 8PT0007 Plt 4PT0026 Plt 5PT0032 Plt 6PT0014 Plt 8PT0009 Plt 3PT0203 H5 5PT0036 Plt 6PT0013 Plt 5PT0039 Plt 6PT0054 H15 3PT0016 Plt 5PT0039 Plt 6PT0126 Plt Desql. Desql. Desql. Desql. Desql. 3PT0210 H5 6PT0027 H5 8PT0001 H5 3PT0210 Plt 3PT0008 Plt Plt Plt Plt Plt Plt Plt Plt Plt Corvo 9PT0001 Plt Plt Plt Tremulação; H5- Harmónica 5; H9- Harmónica 9; H15- Harmónica 15; H21- Harmónica 21; Desql.-Desequilíbrio Tabela Síntese dos pontos de entrega onde se verificaram incumprimentos dos limites regulamentares das características da onda de tensão no período de

90 Referências bibliográficas 1. Council of European Energy Regulators e Energy Community Regulatory Board (CEER/ECRB). Guidelines of Good Practice on the Implementation and Use of Voltage Quality Monitoring Systems for Regulatory Purposes M.Bollen. Voltage Quality Regulation in Sweden. Paper 0168; 21st Internacional Conference on Electricity Distribution (CIRED)

91 5. Principais incidentes 5.1. Principais incidentes por ilha Neste capítulo é apresentada uma explicação sintética sobre os incidentes mais relevantes, sejam intervenções programadas ou situações acidentais. A seleção destes incidentes foi definida pelo indicador SAIDI Santa Maria 23 de janeiro No dia 23 de janeiro constatou-se o disparo da linha MT ASB1 (Aeroporto Santa Bárbara 1), motivado pelo desprendimento, por quebra junto ao terminal, de um arco condutor ( shunt ) do seccionador 2010, instalado no apoio ASB1 19. Esta ocorrência deveu-se aos fortes ventos sentidos na zona, tendo provocado a atuação da proteção de máxima intensidade homopolar. Dadas as condições climatéricas adversas que à data se faziam sentir, a ocorrência em análise foi resolvida provisoriamente neste dia, tendo-se procedido à reparação definitiva no dia seguinte. O incidente, com início às 19:02 e termo às 19:10, afetou 18 pontos de entrega da rede de média tensão e 845 locais de consumo. O tempo de interrupção foi de oito minutos. 24 de janeiro Este evento está relacionado com a indisponibilidade mencionada no ponto anterior, e deveu-se à necessidade de reparar definitivamente a avaria ocorrida no dia anterior. Esta ocorrência, com início às 08:23 e termo às 09:15, afetou 9 pontos de entrega da rede de média tensão e 528 locais de consumo. O tempo de interrupção foi de vinte e seis minutos. 28 de junho No dia 28 de junho, na sequência de trabalhos programados para a parametrização das proteções do painel 103 destinado à nova linha MT ASB3 (Aeroporto Santa Bárbara 3), o interbarras abriu por falha de disjuntor, na sequência de um erro de manobra. Esta ocorrência, com início às 11:04 e termo às 11:06, afetou 39 pontos de entrega da rede de média tensão e locais de consumo, com um tempo de interrupção de dois minutos. 10 de setembro No dia 10 de setembro constatou-se o disparo da linha MT ASB2 (Aeroporto Santa Bárbara 2) por atuação da proteção de máxima intensidade homopolar. Por este motivo e uma vez que existia a indicação que um isolador do seccionador 2017 se encontrava em muito mau estado, procedeu-se à substituição do mesmo, tendo ficado a linha ligada no seu regime normal de exploração. O incidente, com início às 14:23 e termo às 16:23, afetou 22 pontos de entrega da rede de média tensão e 659 locais de consumo, com tempos de interrupção entre os quarenta e três minutos e as duas horas. 12 de setembro No dia 12 de setembro, dois dias após a ocorrência anterior, voltou-se a constatar o disparo da linha MT ASB2 por atuação da proteção de máxima intensidade homopolar. Procedeu-se a uma pesquisa exaustiva ao longo de toda a linha e encontrou-se um isolador partido no apoio ASB Tendo em consideração os eventos reportados na ocorrência anterior, 91

92 possivelmente a causa de ambas as ocorrências terá sido a mesma, ou seja, o isolador partido no apoio ASB O incidente, com início às 04:00 e termo às 06:32, afetou 22 pontos de entrega da rede de média tensão e 659 locais de consumo, com tempos de interrupção entre os trinta e três minutos e as duas horas e trinta e dois minutos. 28 de setembro No dia 28 de setembro constatou-se o disparo da linha MT ASB1 devido a um isolador partido, no apoio ASB1 34 5, tendo provocado a atuação da proteção de máxima intensidade homopolar. O incidente, com início às 08:02 e termo às 10:21, afetou 35 pontos de entrega da rede de média tensão e 1956 locais de consumo, com tempos de interrupção entre os quatorze minutos e as duas horas e dezassete minutos São Miguel Zonas de qualidade do tipo A 14 de janeiro No dia 14 de janeiro de 2016 ocorreu o disparo do transformador de potência (TP2 60/10 kv) na SE do Aeroporto por avaria do relé de proteção do transformador de média tensão, provocando o disparo dos disjuntores das saídas AR01, AR02 e AR03 (linhas MT Aeroporto 1, 2 e 3) por mínimo tensão. Verificado às 10:32, este incidente provocou a interrupção do fornecimento de energia a 7% dos PdE da rede MT, com tempos compreendidos entre oito e vinte e dois minutos. Foram afetados locais de consumo. 27 de setembro No dia 27 de setembro de 2016 ocorreu o disparo do disjuntor Aeroporto 1 com MIH (máximo de intensidade homopolar), provocado pela atuação de dois fusíveis MT no PT 86. Verificado às 21:42, este incidente provocou a interrupção do fornecimento de energia a 3% dos PdE da rede MT, com tempos compreendidos entre onze e quarenta e três minutos. Foram afetados 814 locais de consumo. 6 de outubro No dia 6 de outubro de 2016 ocorreu o disparo da cela de proteção do transformador do PT 337, pela atuação de um fusível MT. Verificado às 04:45, este incidente provocou a interrupção do fornecimento de energia a 0% dos PdE da rede MT, com tempo de interrupção de uma hora e trinta e quatro minutos. Foram afetados 288 locais de consumo, todos clientes BT. Zonas de qualidade do tipo B 15 de janeiro No dia 15 de janeiro de 2016 ocorreu o disparo do disjuntor da linha Foros-Calhetas sinalizando MIF (máximo de intensidade de fase) e terras resistivas, provocado pela avaria de uma caixa terminal fim de cabo no PT Verificado às 11:34, este incidente provocou a interrupção do fornecimento de energia a 4% dos PdE (ponto de entrega) da rede MT, com tempos compreendidos entre cinquenta minutos e uma hora e seis minutos. Foram afetados locais de consumo. 15 de março No dia 15 de março de 2016, na sequência de trabalhos programados, não foi possível o fecho de arcos em TET (trabalhos em tensão), para religação do PT 1340, devido à existência de vento com intensidade excecional. Este facto foi avaliado às 15:49. Tratando-se de uma instalação que alimenta diversos pontos de ordenha de uma empresa de lacticínios, foi contactado o cliente dandolhe conhecimento da falta de condições para a religação em TET. Foi acordada a desligação de troço da linha Milhafres-Remédios, 92

93 onde se incluem mais instalações daquela empresa, a partir das 17:30, para permitir a recolha de leite das ordenhas afetadas. Este incidente, verificado às 15:49, provocou a interrupção do fornecimento de energia a 2% dos PdE da rede MT, com tempo de interrupção de quarenta e dois minutos. Foram afetados 27 locais de consumo. 23 de outubro No dia 23 de outubro de 2016 ocorreu um disparo intempestivo do disjuntor da linha Foros- Ribeirinha sinalizando MIF, provocando a saída de paralelo da central geotérmica do Pico Vermelho, deslastrando as linhas Foros/Nordeste, Milhafres/Capelas e Milhafres/Sete Cidades, por razões não identificadas. Verificado às 18:47, este incidente provocou a interrupção do fornecimento de energia a 21% dos PdE da rede MT, com tempos compreendidos entre quinze e vinte e um minutos. Foram afetados locais de consumo. Zonas de qualidade do tipo C 6 de fevereiro No dia 6 de fevereiro de 2016, ocorreu um disparo intempestivo do disjuntor da linha Vila Franca/Furnas a 30 KV e consequentemente, no PS Furnas, do disjuntor da saída Furnas 01 por mínimo de tensão, por razões não identificadas. Verificado às 09:56, este incidente provocou a interrupção do fornecimento de energia a 5% dos PdE da rede MT, com tempo de interrupção de quarenta e três minutos. Foram afetados locais de consumo. 19 de julho No dia 19 de julho de 2016, e na sequência de manobras de pesquisa de avaria na linha Lagoa-Cabouco, num dos ensaios a proteção diferencial do TP2 60/30 KV da SE Lagoa teve uma atuação intempestiva, provocando o disparo do respetivo disjuntor e consequentemente o disparo dos disjuntores das linhas Lagoa-Livramento e Lagoa-Vila Franca. Verificado às 10:16, este incidente provocou a interrupção do fornecimento de energia a 11% dos PdE da rede MT, com tempos compreendidos entre dezassete e trinta e cinco minutos. Foram afetados locais de consumo. 19 de julho No dia 19 de julho de 2016 ocorreu o disparo do disjuntor da linha Lagoa-Cabouco sinalizando MIF e MIH, provocado pela avaria de uma cela MT do PT Verificado às 09:28, este incidente provocou a interrupção do fornecimento de energia a 3% dos PdE da rede MT, com tempos compreendidos entre uma hora e seis minutos e uma hora e nove minutos. Foram afetados 867 locais de consumo. 29 de setembro No dia 29 de setembro de 2016 ocorreu um disparo do disjuntor da linha Milhafres-Sete Cidades, sinalizando MIF e MIH, provocado por quebra de uma linha e consequente torção de apoio MT, no ramal para o PT 193-Rua Direita, Pilar da Bretanha. Verificado às 16:11, este incidente provocou a interrupção do fornecimento de energia a 5% dos PdE da rede MT, com tempos compreendidos entre quarenta minutos e três horas e trinta e oito minutos. Foram afetados locais de consumo. 23 de outubro O mesmo incidente referido para as zonas de qualidade do tipo B nesta data, afetou, também, várias zonas de qualidade do tipo C. 93

94 3 de dezembro No dia 3 de dezembro de 2016 ocorreu um disparo do disjuntor da linha Milhafres-Livramento, sinalizando MIH e terra, provocado por quebra de uma linha no ramal para o PT Verificado às 14:48, este incidente provocou a interrupção do fornecimento de energia a 3% dos PdE da rede MT, com tempos compreendidos entre vinte e nove minutos e uma hora e quarenta e três minutos. Foram afetados 632 locais de consumo Terceira Zonas de qualidade do tipo A 10 de junho No dia 10 de junho, pelas 10:33, verificou-se uma avaria na linha de média tensão Angra do Heroísmo 03. Esta indisponibilidade foi provocada por uma avaria no cabo subterrâneo entre o PT 1147 e o PT 181, devido a intervenção de terceiro no subsolo. A ocorrência atingiu 7% dos clientes MT e teve tempos de interrupção que variaram entre quatro minutos e uma hora e vinte e oito minutos. Foram afetados 993 locais de consumo. 23 de julho No dia 23 de julho pelas 10:40, verificou-se uma avaria na linha de média tensão Angra do Heroísmo 03. Esta avaria foi provocada devido ao erro de manobras no âmbito da manutenção ao PT 1165 (manutenção executada por empreiteiro contratado pelo proprietário do PT), tendo sido fechado o seccionador de terra da cela de anel da linha de média tensão. Como ação corretiva/preventiva, foram instalados cadeados para evitar este tipo de manobra. O incidente atingiu 7% dos clientes MT e teve tempos de interrupção que variaram entre sete minutos e cinquenta e cinco minutos. Foram afetados 995 locais de consumo. 6 de agosto No dia 6 de agosto, pelas 2:24, verificou-se uma avaria na linha de média tensão Angra do Heroísmo 05. Esta indisponibilidade foi provocada por uma avaria no cabo subterrâneo entre o PT 11 e o PT Não foi possível configurar a linha de forma a alimentar os PT, devido à avaria de outro cabo subterrâneo a jusante deste troço. Este troço encontra-se em fase de construção. O incidente atingiu 12% dos clientes MT e teve tempos de interrupção que variaram entre um minuto e oito horas e trinta e nove minutos. Foram afetados locais de consumo. 13 de agosto No dia 13 de agosto, pelas 08;03, verificou-se uma avaria na linha Vinha Brava Fontinhas. Esta avaria foi provocada devido a um erro de manobras, no âmbito da manutenção ao PT 1207 (manutenção executada por empreiteiro contratado pelo proprietário do PT), tendo sido fechado o seccionador de terra da cela de chegada da linha de média tensão. Como ação corretiva/preventiva, foram instalados cadeados para evitar este tipo de manobra. O incidente atingiu 7% dos clientes MT e teve tempos de interrupção que variaram entre vinte e cinco minutos e duas horas. Foram afetados 229 locais de consumo. 1 de novembro No dia 1 de novembro pelas 07:03, verificou-se uma avaria na linha Vinha Brava Fontinhas. Disparo, na SE da Vinha Brava, da linha Vinha Brava - Fontinhas por MIF. Foram executados trabalhos de seccionamento para deteção da avaria, não se tendo encontrado a causa 94

95 da indisponibilidade. Depois foi-se ligando troço a troço e a linha ficou ligada. A ocorrência atingiu 7% dos clientes MT e teve tempos de interrupção que variaram entre cinquenta minutos e uma hora e quarenta e um minutos. Foram afetados 230 locais de consumo. 16 de dezembro No dia 16 de dezembro pelas 08:21, verificouse uma avaria na linha de média tensão Angra do Heroísmo 03. Foram executados trabalhos de seccionamento para deteção da avaria, tendo-se verificado que a causa da indisponibilidade era uma cela de proteção ao transformador de um PT de cliente. A ocorrência atingiu 7% dos clientes MT e teve tempos de interrupção que variaram entre oito minutos e uma hora e dez minutos. Foram afetados 987 locais de consumo. Zonas de qualidade do tipo B 8 de junho No dia 8 de junho pelas 11:45 verificou-se uma avaria na linha de média tensão Praia da Vitória 01. Esta indisponibilidade foi provocada por uma avaria no cabo subterrâneo entre o PT 1162 e o PT 59. A ocorrência atingiu 6% dos clientes MT e teve tempos de interrupção que variaram entre cinquenta e um minutos e uma hora e três minutos. Foram afetados 646 locais de consumo. 17 de novembro No dia 17 de novembro pelas 13:32, verificouse uma avaria na linha Praia da Vitória Fontinhas. Disparo, na SE da Vinha Brava, da linha Vinha Brava - Fontinhas por MIF e MIH. Esta avaria foi provocada pelo rebentamento de uma linha do ramal do PT A avaria foi provocada pelo número elevado de pombos. O ramal de alimentação ao PT 1212, ficou desligado até ao dia seguinte para trabalhos de reparação por acordo com o cliente, visto tratar-se de uma sala de ordenha. A ocorrência atingiu 10% dos clientes MT e teve tempos de interrupção que variaram entre os dezassete minutos e vinte e três horas. Foram afetados locais de consumo. Zonas de qualidade do tipo C 2 de fevereiro A 2 de fevereiro, pelas 13:18, ocorreu o deslastre das linhas de MT Quatro Ribeiras Vila Nova, Quatro Ribeiras - Doze Ribeiras e Vinha Brava Doze Ribeiras devido a disparo do grupo 5 na CTBJ (central térmica de Belo Jardim). O disparo do grupo foi provocado por um curto-circuito nas réguas de ligação do sistema de corrente contínua do alternador. Verificou-se que existia uma vibração excessiva no alternador, que provocou a rutura do isolamento e dos condutores, causando o curtocircuito. O problema da vibração foi reduzido pela adoção de um sistema de fixação dos cabos mais flexível e com maior capacidade de absorção das vibrações. Este incidente provocou a interrupção do fornecimento de energia a locais de consumo, com tempos que variaram entre doze e vinte e três minutos. 12 de abril A 12 de abril, pelas 19:30, ocorreu o deslastre das linhas MT Vinha Brava Porto Judeu, Vinha Brava Doze Ribeiras, Praia da Vitória Porto Judeu, Quatro Ribeiras Vila Nova e Quatro Ribeiras Doze Ribeiras devido a disparo do grupo 5 na CTBJ. O disparo do grupo foi provocado por erro de manobra do operador, que estava a retirar outro grupo de paralelo. 95

96 Este incidente provocou a interrupção do fornecimento de energia a locais de consumo, com tempos que variaram entre nove e onze minutos. 20 de abril A 20 de Abril, pelas 06:58, ocorreu o deslastre das linhas MT Praia da Vitória Vila Nova, Praia da Vitória Porto Judeu, Praia da Vitória Fontinhas, Vinha Brava Fontinhas, Vinha Brava Porto Judeu, Vinha Brava Doze Ribeiras, Vinha Brava - São Mateus, Quatro Ribeiras Doze Ribeiras e Quatro Ribeiras Vila Nova devido a disparo do grupo 10 na CTBJ. O disparo do grupo foi provocado por atuação de proteção de deteção de nuvem de óleo no cárter. Após inspeção ao grupo e auxiliares, não foi detetada nenhuma anomalia, pelo que se considera atuação intempestiva da proteção. Este incidente provocou a interrupção do fornecimento de energia a locais de consumo, com tempos que variaram entre nove e os dez minutos. 27 de maio A 27 de maio, pelas 15:50, ocorreu o deslastre das LMT Quatro Ribeiras Vila Nova, Quatro Ribeiras - Doze Ribeiras, Praia da Vitória Vila Nova, Praia da Vitória Porto Judeu, Praia da Vitória Fontinhas, Praia da Vitória 02, Vinha Brava Porto Judeu, Vinha Brava Doze Ribeiras e Vinha Brava - São Mateus devido a disparo do grupo 9 na CTBJ. O disparo do grupo foi provocado por avaria no módulo eletrónico do atuador do regulador de velocidade. Este incidente provocou a interrupção do fornecimento de energia a locais de consumo, com tempos que variaram entre os quatro e os doze minutos. 27 de junho A 27 de junho, pelas 09:51, ocorreu o deslastre das linhas MT Quatro Ribeiras Vila Nova, Quatro Ribeiras - Doze Ribeiras e Vinha Brava Doze Ribeiras devido a disparo do grupo 7 na CTBJ. O disparo do grupo foi provocado por atuação da proteção mecânica de baixa pressão de água de refrigeração AT. O grupo tinha acabado de ser colocado em paralelo para substituição de outra unidade que se encontrava com avaria. Este incidente provocou a interrupção do fornecimento de energia a locais de consumo, com tempos que variaram entre treze e dezanove minutos. 30 de julho A 29 de setembro, pelas 12:09, ocorreu o deslastre das linhas MT Quatro Ribeiras Vila Nova, Quatro Ribeiras - Doze Ribeiras, Vinha Brava Porto Judeu, Vinha Brava Doze Ribeiras, Vinha Brava - São Mateus, Vinha Brava 02, Angra do Heroísmo 02, Angra do Heroísmo 03, Angra do Heroísmo 05, Praia da Vitória Vila Nova, Praia da Vitória Porto Judeu, Praia da Vitória Fontinhas, Praia da Vitória 01 e Praia da Vitória 02 devido a disparo do grupo 9 na CTBJ. O disparo do grupo deveu-se a avaria na fonte de alimentação do autómato de controlo do grupo. Esta avaria causou igualmente danos num dos conversores de velocidade, tendo também sido substituído. Este incidente provocou a interrupção do fornecimento de energia a locais de consumo, com tempos que variaram entre um e nove minutos. 30 de julho A 30 de julho, pelas 14:38, ocorreu o deslastre das linhas MT Quatro Ribeiras Vila Nova, Quatro Ribeiras - Doze Ribeiras, Vinha Brava Fontinhas, Vinha Brava Porto Judeu, Vinha Brava Doze Ribeiras, Vinha Brava - São Mateus, 96

97 Praia da Vitória Vila Nova, Praia da Vitória Porto Judeu, Praia da Vitória Fontinhas, Praia da Vitória 01 e Praia da Vitória 02 devido a disparo do grupo 9 na CTBJ. O disparo do grupo foi provocado por atuação de proteção de deteção de nuvem de óleo no cárter. Após inspeção ao grupo e auxiliares, não foi detetada nenhuma anomalia, pelo que se considera atuação intempestiva da proteção. Este incidente provocou a interrupção do fornecimento de energia a locais de consumo, com tempos que variaram entre nove e quinze minutos. 11 de outubro A 11 de outubro, pelas 17:11, ocorreu o deslastre das linhas MT Quatro Ribeiras Vila Nova, Quatro Ribeiras - Doze Ribeiras, Vinha Brava Porto Judeu, Vinha Brava Doze Ribeiras, Vinha Brava - São Mateus, Vinha Brava - Fontinhas, Praia da Vitória Vila Nova, Praia da Vitória Porto Judeu, Praia da Vitória Fontinhas, Praia da Vitória 01 e Praia da Vitória 02 devido a disparo do grupo 9 na CTBJ. O disparo do grupo foi provocado por atuação de proteção de deteção de nuvem de óleo no cárter. Após inspeção ao grupo e auxiliares, não foi detetada nenhuma anomalia, pelo que se considera atuação intempestiva da proteção. Este incidente provocou a interrupção do fornecimento de energia a locais de consumo, com tempos que variaram entre cinco e dez minutos. 17 de outubro A 17 de outubro, pelas 09:59, ocorreu o deslastre das linhas MT Quatro Ribeiras Vila Nova, Quatro Ribeiras - Doze Ribeiras, Praia da Vitória Porto Judeu, Vinha Brava Porto Judeu e Vinha Brava Doze Ribeiras devido a disparo do grupo 10 na CTBJ. O disparo do grupo foi provocado por atuação de proteção de deteção de nuvem de óleo no cárter. O grupo estava parado há alguns dias e no arranque não foram observadas as indicações de descativação temporária do disparo por atuação desta proteção. Este incidente provocou a interrupção do fornecimento de energia a locais de consumo, com tempos que variaram entre cinco e dez minutos. 23 de outubro A 23 de Outubro, pelas 10:33, ocorreu uma interrupção geral devido a disparo do grupo 9 na CTBJ. O disparo do grupo foi provocado por atuação de proteção de deteção de nuvem de óleo no cárter. Após inspeção ao grupo e auxiliares, não foi detetada nenhuma anomalia, pelo que se considera atuação intempestiva da proteção. O grupo 7 disparou após sete segundos, provocando a interrupção geral. Verificaram-se várias falhas na reposição do sistema, quer da parte da CTBJ, quer de outros envolvidos. No que respeita à CTBJ, verificaram-se problemas no arranque dos grupos de emergência, no fecho dos disjuntores das celas de linha e instabilidade no controle de frequência e tensão no inicio das ligações. Este incidente provocou a interrupção do fornecimento de energia a locais de consumo, com tempos que variaram entre uma hora e vinte e sete minutos e cinco horas e trinta minutos Graciosa 7 de janeiro A 7 de janeiro deu-se o disparo da linha de média tensão QG01 (Quitadouro Guadalupe 01) provocada por um isolador partido. Após a reparação da avaria, verificação e registo; 97

98 procedeu-se às manobras para religação da referida linha. O incidente, ocorrido pelas 08:32, afetou 25% dos pontos de entrega da rede de média tensão, com tempos que variaram entre dezoito minutos e duas horas e trinta e oito minutos, atingindo locais de consumo. 11 de março A dia 11 de março verificou-se um disparo da linha QG01 (Quitadouro Guadalupe 01) e QS01 (Quitadouro Santa Cruz 01) por atuação da proteção devido ao arranque homopolar. Após a normalização dos valores elétricos, verificação e registo; procedeu-se às manobras para religação da referida linha. As linhas estavam em anel, devido a trabalhos na rede, provocando por isso o disparo das duas linhas. O incidente, ocorrido pelas 15:59, afetou 65% dos pontos de entrega da rede de média tensão, com tempos de interrupção de sete minutos, atingindo locais de consumo. 28 de março A 28 de março deu-se um corte geral provocado por um erro de manobra no grupo 7. O incidente, ocorrido pelas 22:39, afetou 100% dos pontos de entrega da rede de média tensão, com tempos de interrupção de oito minutos, atingindo locais de consumo. 20 de outubro A dia 20 de outubro verificou-se um curto-circuito entre a fase 2 e 3 do ramal para o PT 19 na linha QG02 (Quitadouro Guadalupe 02). Após a reparação da avaria, verificação e registo; procedeu-se às manobras para religação da referida linha. O incidente, ocorrido pelas 15:53, afetou 30% dos pontos de entrega da rede de média tensão, com tempos que variaram entre vinte e dois minutos e duas horas e quarenta e nove minutos, atingindo locais de consumo. 11 de novembro A dia 11 de novembro verificou-se um curtocircuito entre a fase 2 e 3 da linha QG01 (Quitadouro Guadalupe 01). Após a normalização dos valores elétricos, verificação e registo; procedeu-se às manobras para religação da referida linha. O incidente, ocorrido pelas 15:02, afetou 25% dos pontos de entrega da rede de média tensão, com tempos de interrupção de onze minutos, atingindo locais de consumo. 3 de dezembro A 3 de dezembro deu-se um corte geral que terá tido origem num contacto à terra no sistema de corrente contínua da central térmica. O incidente, que se deu pelas 14:33, afetou 100% dos pontos de entrega da rede de média tensão, com tempos de interrupção de nove minutos, atingindo locais de consumo. 4 de dezembro A 4 de dezembro deu-se um corte geral, necessário para a montagem dos novos painéis de linha de transporte, secionamento de barras, subida de barras e desacoplamento dos sete primeiros painéis do quadro de média tensão no âmbito da obra de ampliação da subestação da central térmica da Graciosa. Este incidente, que se deu pelas 08:02, provocou a interrupção do fornecimento de energia a 100% dos pontos de entrega da rede de média tensão, com tempos que variaram entre quatro horas e quarenta e um minutos e as seis horas e quarenta e um minutos, tendo afetado locais de consumo. 98

99 11 de dezembro A 11 de dezembro constatou-se a saída intempestiva de paralelo do grupo 7 devido a uma avaria na sonda de temperatura. Esta assinalou valor elevado de temperatura do cilindro, o que fez com que fosse dada ordem de paragem ao grupo. O incidente, ocorrido pelas 19:01, afetou 55% dos pontos de entrega da rede de média tensão, com tempos de interrupção de vinte minutos, atingindo locais de consumo. 12 de dezembro A dia 12 de dezembro verificou-se um curtocircuito entre a fase 1 e 2 da linha QS01 (Quitadouro Santa Cruz 01). Após a normalização dos valores elétricos, verificação e registo; procedeu-se às manobras para religação da referida linha. As linhas QS01(Quitadouro Santa Cruz 01) e QS02 (Quitadouro Santa Cruz 02) estavam ligadas no mesmo painel MT, devido a trabalhos na subestação, provocando por isso o disparo das duas linhas. O incidente, ocorrido pelas 16:06, afetou 45% dos pontos de entrega da rede de média tensão, com tempos que variaram entre os seis e os vinte minutos, atingindo 719 locais de consumo. 30 de dezembro A 30 de dezembro deu-se o disparo da linha de média tensão QG01 (Quitadouro Guadalupe 01) provocada por um isolador partido. Após a reparação da avaria, verificação e registo; procedeu-se às manobras para religação da referida linha. Este incidente, ocorrido às 08:31, provocou a interrupção do fornecimento de 25% dos pontos de entrega da rede de média tensão, com tempos que variaram entre os quarenta e três minutos e duas horas e quatro minutos, tendo afetado locais de consumo São Jorge 2 de janeiro A 2 de janeiro deu-se o disparo da linha RLTP por MIH, devido a um elo de bola partido no isolador do apoio 98 da referida linha. Este incidente, ocorrido às 15:30, provocou a interrupção do fornecimento de 10% dos pontos de entrega da rede de média tensão, com tempos que variaram entre os três minutos e as duas horas e cinquenta e três minutos, tendo afetado locais de consumo. 29 de abril A 29 de abril foi detetado shunt solto no apoio de derivação para o PT 26 que afetou as tensões ao nível da baixa tensão do referido PT. A linha RLTP ficou desligada para reposição do arco. Este incidente, ocorrido às 17:43, provocou a interrupção do fornecimento de 10% dos pontos de entrega da rede de média tensão, com tempos que variaram entre trinta e oito e quarenta minutos, tendo afetado locais de consumo. 10 de maio A 10 de maio deu-se o disparo da linha CNR2 por MIF, ficando sem energia as linhas CNR2, RLFG e RLTP. Não foi identificado o motivo do disparo. Este incidente, ocorrido às 11:33, provocou a interrupção do fornecimento de 27% dos pontos de entrega da rede de média tensão, com tempos que variaram entre sete e catorze minutos, tendo afetado locais de consumo. 23 de maio A 23 de maio deu-se o disparo da linha CMNM (Caminho Novo-Manadas) por MIH, devido a um arco solto no apoio do PT 50 (partiu a fixação do arco no DST descarregador de sobretensões). 99

100 Este incidente, ocorrido às 00:55, provocou a interrupção do fornecimento de 43% dos pontos de entrega da rede de média tensão, com tempos que variaram entre uma hora e cinco minutos e seis horas e vinte minutos, tendo afetado locais de consumo. 27 de maio A 27 de maio pelas 09:22, no decurso de manobras de trabalhos programados, a abertura do AM2022 provocou interrupção do fornecimento de energia ao PT 34 devido à abertura, por proteção, do disjuntor para a linha CNR2 (Caminho Novo-Relvinha 2) no PT 31.O técnico de despacho, não se apercebendo do disparo da linha CNR2 no PT 31 (desfazendo o anel), seguiu as manobras do plano de manutenção, abrindo o disjuntor para a linha CNR1 no PT 31 e consequente interrupção do fornecimento de energia nas linhas RLFG (Relvinha- Fajã Grande) e RLTP (Relvinha-Topo) e nos PT 31,1009 e Durante as manobras houve vários problemas no sistema de teleação, atrasando em cerca de vinte e cinco minutos a reposição de energia que variou entre trinta e nove minutos e uma hora e cinquenta e três minutos. 29 de maio No dia 29 de maio, pelas 07:00, verificou-se uma interrupção prevista na ilha de São Jorge, que consistiu na desligação da linha Relvinha- Topo para trabalhos de manutenção. Trata-se da instalação que mais impacto negativo tem na qualidade de serviço, pelo facto de ser muito extensa (cerca de 23 km) e não ter redundância na alimentação. Tendo atingido 3% dos pontos de entrega MT desta ilha, com interrupções entre três minutos e sete horas e vinte e sete minutos. Esta ocorrência afetou locais de consumo. 4 de julho A 4 de julho deu-se o disparo das linhas CNSP (Caminho Novo - S. Pedro) e CNR1 (Caminho Novo - Relvinha 2) CMNM por MIF, devido a curto-circuito entre fases provocado por bando de pombos no AMRA (aparelho de manobra da rede aérea) 2041 São Pedro 4. Este incidente, ocorrido às 20:22, provocou a interrupção do fornecimento de 47% dos pontos de entrega da rede de média tensão, com tempos que variaram entre quatorze minutos e vinte e quatro minutos, tendo afetado locais de consumo. 6 de setembro A 6 de setembro deu-se o disparo da linha CNR1/CMNM com sinalização de MIF por motivo não identificado. Este incidente, ocorrido às 18:39, provocou a interrupção do fornecimento de 43% dos pontos de entrega da rede de média tensão, com tempos que variaram entre nove e doze minutos, tendo afetado locais de consumo. 24 de setembro A 24 de setembro deu-se o disparo da linha CNR1/CMNM por MIH e consequente deslastre manual da linha RLTP, devido ao rebentamento e queda de uma linha de média tensão. Este incidente, ocorrido às 04:01, provocou a interrupção do fornecimento de 53% dos pontos de entrega da rede de média tensão, com tempos que variaram entre um minuto e sete horas e dezoito minutos, tendo afetado locais de consumo Pico 22 de março Pelas 21:23 do dia 22 de março ocorreu uma saída imprevista de paralelo do grupo 6, motivada pela desligação de um disjuntor-miniatura do sistema de 24V no quadro local do grupo, relacionado com o circuito de paragem de emergência. Verificou-se mais tarde que a ventilação forçada naquela zona tinha sido indevidamente 100

101 desligada, levando ao sobreaquecimento daquele disjuntor e assim à sua desligação. Deste incidente resultou o deslastre das linhas de distribuição São Roque - Piedade, Madalena - S. Mateus, Lajes - S. Mateus e Lajes Piedade. As correspondentes interrupções tiveram durações compreendidas entre trinta e um minutos e uma hora e um minuto. 2 de setembro No dia 2 de setembro pelas 23:21, verificou-se uma avaria na linha de distribuição 6LD02 - São Roque - Piedade. Disparo da linha por proteção de sobreintensidade de fases na fase S e R, provocado pela queda de linha entre os apoios 82 e 83. A queda da linha deveu-se à queda de árvores sobre a linha por vento forte. Tempo de reposição elevado, pois, devido à hora em que ocorreu o incidente, e após pesquisa à linha durante várias horas, só foi possível detetar o ponto de defeito quando amanheceu. O incidente atingiu 7% dos clientes MT e teve tempos de interrupção que variaram entre vinte e sete minutos e dez horas e trinta e oito minutos. Foram afetados 947 locais de consumo. 7 de setembro No dia 7 de setembro pelas 10:01, verificou-se uma avaria na linha de transporte 6LT01 - São Roque - Madalena 1. Disparo da linha por proteção de corrente homopolar. Uma hora após o disparo, iniciadas as manobras de reposição possíveis e a inspeção à linha, foi comunicado pelo manobrador de uma máquina que o trator havia derrubado uma árvore para cima da linha de transporte durante o alargamento de um caminho agrícola. Na indisponibilidade da linha de transporte São Roque Madalena durante o período diário semanal, não é possível alimentar todos os clientes da Madalena através das linhas de distribuição. O incidente atingiu 61% dos clientes MT e teve tempos de interrupção que variaram entre quatro minutos e cinco horas e dezanove minutos. Foram afetados locais de consumo. 13 de setembro No dia 13 de setembro pelas 13:07, verificouse uma avaria na linha de transporte 6LT02 - São Roque - Lajes 1. Disparo da linha por proteção de corrente homopolar. Após iniciadas as manobras de reposição possíveis e a inspeção à linha, foi detetada uma hora e seis minutos após a interrupção, uma linha caída pelo corte de uma árvore entre os apoios 69 e 70. A reposição foi condicionada por haver arcos abertos entre o AMRA-2052 e o apoio 74 da linha S. Roque Piedade para reparações no âmbito de outra ocorrência verificada no dia dois do mesmo mês, não permitindo o fecho de anel entre S. Roque e Lajes pela distribuição. O incidente atingiu 33% dos clientes MT e teve tempos de interrupção que variaram entre trinta e sete minutos e três horas e quarenta e nove minutos. Foram afetados locais de consumo. 14 de setembro Às 22:05 do dia 14 de setembro o grupo 6 saiu de paralelo, levando ao deslastre das linhas Madalena S. Mateus, Madalena Santa Luzia, Lajes S. Mateus, Lajes Piedade, São Roque Santa Luzia e São Roque Piedade. A origem deste disparo terá sido uma falha intermitente ao nível da máquina motriz, mais concretamente do sistema de comando e controle (regulador de velocidade e/ou seu atuador) ou então na alimentação de combustível. Os tempos de desligação de clientes situaram-se entre sete e trinta e quatro minutos. 101

102 23 de outubro No dia 23 de outubro pelas 23:02, verificou-se uma avaria na linha de distribuição 6LD06 - Lajes - São Mateus. Disparo da linha por máxima intensidade homopolar. Um isolador partido no seccionador do PT 99, provocou o contacto deficiente da faca de fecho de uma das fases, originando um curto-circuito que na sua duração originou um defeito interno permanente no transformador. O posto de transformação foi isolado da rede pela abertura do seccionador, e foi alimentado até à manhã seguinte através do grupo gerador de emergência, altura em que foi possível substituir o seccionador e o transformador. O disparo teve uma abrangência maior do que seria habitual, pois por indisponibilidade do transformador de 5MVA da subestação da Madalena para manutenção do regulador de tensão em carga, o troço AMRA-2003 / AMRA da linha Madalena - São Mateus encontrava-se alimentado pela linha Lajes São Mateus. O incidente atingiu 17% dos clientes MT e teve tempos de interrupção que variaram entre treze minutos e quatro horas e vinte e oito minutos. Foram afetados locais de consumo Faial Zonas de qualidade do tipo A 19 de setembro A 19 de setembro deu-se o disparo da linha SB 03 (Santa Bárbara 03) provocado pela atuação da proteção MIF. O disparo foi provocado por uma máquina retroescavadora, que realizava trabalhos na Rua Príncipe Alberto do Mónaco. Este incidente, que se deu pelas 11:43, provocou a interrupção do fornecimento de energia a 6% dos pontos de entrega da rede de média tensão, por trinta e dois minutos, tendo afetado 889 locais de consumo. Zonas de qualidade do tipo A e C 7 de fevereiro No dia 7 de fevereiro às 06:11, desligou-se a central, na sequência das manobras para o pedido de indisponibilidade nº PIPMO7EPROD16001, para ensaios do sistema de alimentação de emergência e grupo de emergência nº2. Esta desligação programada, iniciada pelas 06:11 e terminada pelas 07:54 de domingo, afetou o fornecimento de energia a 100 % dos pontos de entrega da rede de média tensão, e um total de locais de consumo. 9 de março No dia 29 de março, às 22:13, ocorreu um disparo geral da central que teve como origem o disparo do grupo 7 por avaria da sonda de temperatura de gases de escape a jusante do turbocompressor. Consequente ocorreu a abertura do disjuntor do QGBT (quadro geral de baixa tensão), ficando o grupo 6 sem energia nos seus auxiliares. Por sua vez, o grupo 6 acaba por disparar por atuação das proteções (baixa pressão de água, temperatura alta da água dos cilindros). Esta interrupção afetou 100% dos pontos de entrega da rede de média tensão, e um total de locais de consumo durante os quarenta e cinco minutos da duração total da ocorrência. 18 de abril No dia 18 de abril pelas 11:20, ocorreu um disparo geral da central que teve origem em erro humano. No âmbito das melhorias a executar na instalação, na parametrização dos relés de mínima tensão do QGBT, provocou inadvertidamente o disparo da central. Esta interrupção afetou 100% dos pontos de entrega da rede de média tensão, e um total 102

103 de locais de consumo durante os trinta e um minutos da duração total da ocorrência. 25 de maio No dia 25 de maio pelas 14:30, na sequência das manobras na central térmica Santa Bárbara (CTSB), afim de realizar ensaios no grupo de emergência nº2, foi necessário proceder ao isolamento do semi-barramento 1 do QGBT, para a colocação de carga de auxiliares, a fim de se analisar o comportamento de tomada e saída de cargas no grupo de emergência. Aquando da realização destes ensaios foram utilizados os ventiladores dos grupos 6 e 7 em modo manual, não tendo sido alterados para automático no final dos ensaios. Durante da colocação em serviço do grupo 6, verificou-se o disparo por temperatura alta no circuito de lubrificação. No momento do disparo do grupo 6, a CTSB estava com cerca de 6.2 MW, estando o parque eólico com cerca de 1.8 MW. Com o disparo do grupo 6, o parque eólico saiu do paralelo, e embora atuando os deslastres, o grupo 8 acabou por disparar pela atuação da proteção de sobrecarga, resultando numa interrupção generalizada. Esta interrupção afetou 100% dos pontos de entrega da rede de média tensão, e um total de locais de consumo durante os 32 minutos da duração total da ocorrência 5 de julho No dia 5 de julho pela 01:38, ocorreu um disparo do grupo 6, por temperatura alta no cilindro 5 que levou a deslastre das saídas de linhas de média tensão. Esteve na origem do disparo do grupo 6, uma válvula de escape da cabeça do cilindro partida. As seguranças do grupo atuaram por temperatura excessiva dos gases de evacuação no cilindro. Esta interrupção afetou 56% dos pontos de entrega da rede de média tensão, e um total de locais de consumo durante os quarenta minutos da duração total da ocorrência. 28 de julho No dia 28 de julho pelas 10:06, ocorreu o disparo geral da central térmica, no decurso de manobras programadas na rede de distribuição de média tensão, em que inadvertidamente foi ligada a saída Santa Bárbara 3 que ainda se encontrava ligada à terra no PT 40. As manobras de reposição do serviço ficaram concluídas às 10h41, afetando 100% dos pontos de entrega da rede de média tensão, e um total de locais de consumo. 9 de outubro A 9 de outubro deu-se o disparo da linha de média tensão aérea SBCB (Santa Bárbara Castelo Branco) MIF. Este incidente, ocorrido às 11:47, provocou a interrupção do fornecimento de 25% dos pontos de entrega da rede de média tensão, com tempos que variaram entre duas e quatro horas, tendo afetado 3886 locais de consumo. A avaria deveu-se à queda de uma linha MT, consequência do mau tempo: chuva e vento muito forte que se fez sentir nesse dia. A demora na identificação do local da avaria e na reposição do sistema, deveu-se a falha de comunicações no repetidor do Pico Verde que colocou fora de serviço as comunicações de voz e dados na zona de influência. Por ser domingo, houve necessidade de contactar colaboradores para realizar manualmente manobras, que poderiam e deviam ser realizadas por teleação. 21 de dezembro No dia 21 de dezembro pelas 16:02, na sequência de uma manobra indevida no quadro local do grupo 3, aquando de ensaios do compressor do grupo, verificou-se os deslastres 103

104 de 6 saídas de média tensão devido ao disparo deste grupo, provocada pela paragem inadvertida da bomba de óleo. Esta interrupção afetou 48% dos pontos de entrega da rede de média tensão, e um total de locais de consumo durante os dezassete minutos da duração total da ocorrência Flores 11 de janeiro Em 11 de janeiro de 2016 deu-se o disparo da linha MT Lajes Santa Cruz 2 por atuação da proteção MIF, e foi provocada pela ação do vento muito forte que se fazia sentir sobre as linhas, possivelmente aproximação de linhas, dado que se fazia sentir nas Flores um forte temporal com vento e chuva de intensidade elevada. Este incidente, que se deu pelas 23:49, provocou a interrupção do fornecimento de energia a 4% dos pontos de entrega da rede de média tensão, por um período de três minutos, tendo afetado 442 locais de consumo. 23 de janeiro A 23 de janeiro de 2016 deu-se o disparo da linha Santa Cruz 2 por atuação da proteção MIF. O disparo foi provocado pelo rebentamento de um DST na derivação para um cliente. Foram substituídos os 3 DST, e cerca de 35 minutos após a reposição, houve necessidade de voltar a desligar a linha porque o suporte (novo) de um dos DST encontrava-se partido, que teve que ser substituído. Este segundo facto deu origem a uma reclamação para o fabricante porque o material era novo e não havia razão para se partir. Este incidente, que se deu pelas 13:57, provocou a interrupção do fornecimento de energia a 8% dos pontos de entrega da rede de média tensão, por períodos entre quarenta e cinco minutos, e quatro horas e trinta e nove minutos, tendo afetado 481 locais de consumo. 2 de setembro Em 2 de setembro de 2016 passou próximo das Flores o furacão GASTON. Esta indisponibilidade ocorreu por ação atuação da proteção MIF e foi provocada pela ação do vento muito forte que se fazia sentir, sobre as linhas, possivelmente aproximação de linhas. Este incidente, que se deu pelas 12:32, provocou a interrupção do fornecimento de energia a 35% dos pontos de entrega da rede de média tensão, por um período de seis minutos, tendo afetado 718 locais de consumo. 20 e 21de outubro Nos dias 20 e 21 de outubro, foram realizados os ensaios programados na central hídrica Além Fazenda. Ocorreram três indisponibilidades durante estes ensaios: - 20/10 ás 09:13 - Disparo das linhas: Lajes Morro Alto, Lajes-Santa Cruz 2 (Saída SE CTFL central térmica das Flores); Lajes-Santa Cruz 2 (Saída PS SC). A entrada na rede de grupo hídrico provocou o disparo por subexcitação do grupo 3 (CTFL). Religação feita entre três e cinco minutos. - 20/10 ás 18:23 - Disparo das linhas: Santa Cruz 2, linhas de transporte PS SC - Além Fazenda, Lajes Santa Cruz 2 (SE CTFL), Lajes Morro Alto, Lajes Santa Cruz 2 (PS SC). A entrada na rede de grupo hídrico provocou o disparo por subexcitação no grupo 3 (CTFL). A religação foi executada entre três e seis minutos. - 21/10 ás 02:42 - disparo geral. A alimentação da rede estava a ser feita a 100% hídrica. Ao ser feito ensaio com pico de carga de 100 kw, as máquinas não conseguiram manter a frequência acima dos escalões de deslastre de linhas provocando o disparo geral. Religação feita entre dois e sete minutos. 104

105 Este incidente atingiu a totalidade dos pontos de entrega da ilha das Flores. 7 de dezembro A 7 de dezembro, pelas 16:02 verificou-se uma indisponibilidade provocada pelo disparo dos grupos hídricos da central hídrica Além Fazenda. Na origem deste disparo esteve a entrada abrupta de uma carga de potência considerável (para o sistema elétrico da ilha), para o qual as máquinas hídricas não tiveram capacidade de resposta. Consequentemente todas as linhas de distribuição deslastraram por mínima frequência. Este incidente atingiu a totalidade dos pontos de entrega da ilha das Flores, tendo sido reposta a energia de forma faseada entre sete e dez minutos. 19 de dezembro Em 19 de dezembro de 2016 um cliente MT teve que substituir com a máxima urgência o transformador do seu PT. Trata-se de um PT aéreo em que o ramal MT tem apenas 1 vão, e não tem interruptor no início. Não havendo condições de segurança para fazer o trabalho só com a abertura do seccionador do próprio PT, foi necessário abrir arcos na derivação para o cliente. Esta indisponibilidade corresponde ao tempo necessário para abrir e fechar os arcos da derivação para o cliente, e foi tratada como imprevista trabalhos inadiáveis porque não houve possibilidade de previamente informar os outros clientes afetados. alimentar um novo PT de cliente, que seria ligado pouco tempo depois. A intervenção deu-se entre as 04:59 e as 07:44 de um domingo, tendo afetado 100% dos pontos de entrega da rede de média tensão (à data 1 PT), e afetado 275 clientes. 4 de dezembro Em 4 de dezembro foi feita a ampliação do barramento MT do PT 1 Vila do Corvo mediante a montagem de mais uma cela IM. Esta cela nesta fase ficou como reserva, mas deverá ser utilizada a médio prazo pelo aparecimento de um novo PT. Como as celas MT deste PT são todas telecomandadas e o PT será a breve prazo objeto de ampliação a este nível, entendeu-se conveniente montar já esta cela. Deste modo, quando for feita a intervenção a nível de telecomandos, a cela já estará disponível. A intervenção deu-se entre as 05:00 e as 08:02 de um domingo, e afetou 100% dos pontos de entrega da rede de média tensão (2 PT) sendo um deles afetado durante duas horas e cinquenta e oito minutos e o outro durante dois minutos. Foram afetados 278 clientes. A intervenção iniciou-se pelas 08:04 e terminou pelas 15:07, provocou a interrupção do fornecimento de energia a 341 locais de consumo durante trinta e três minutos Corvo 24 de abril Em 24 de abril foi feita a ampliação do barramento MT do PT 1 Vila do Corvo mediante a montagem de mais uma cela IM destinada a 105

106 5.2. Incidentes de grande impacto (IGI) No ano de 2016 com base nos valores limite definidos no nº 7 da Diretiva N.º 20/2013 que estabelece os limiares para a classificação de um incidente, como incidente de grande impacto, previstos no Artigo 18º do RQS, verificaram-se 23 incidentes considerados de grande impacto e que ocorreram nas ilhas da Terceira (1), Graciosa (1), São Jorge (6), Pico (8) e Faial (7). Destes 23 incidentes de grande impacto, 10 foram devido a trabalhos programados e os restantes 13 devido a ocorrências imprevistas. As situações previstas resultaram de: sete ocorrências pela necessidade de intervenção nas redes; três ocorrências pela necessidade de intervenção em centros produtores. As situações acidentais resultaram de: seis ocorrências por razões de segurança em centros produtores; dois erros de manobra em centros produtores; seis incidentes por causas próprias ao nível das redes. Na ilha Terceira verificou-se um incidente de grande impacto, no dia 23 de outubro devido a interrupção geral com origem na central do Belo Jardim e por atuação da proteção de deteção de nuvem de óleo no cárter do grupo 9 e consequente saída do paralelo do grupo 7. Esta ocorrência ( ) afetou os cerca de clientes de ambos os conselhos de Angra do Heroísmo e Praia da Vitória tendo como energia não fornecida ou não distribuída MWh e uma duração total da ocorrência de trezentos e trinta minutos. Na ilha Graciosa, devido à necessidade de execução de trabalhos programados no âmbito da ampliação da subestação da central térmica da Graciosa, foi necessário proceder à indisponibilidade total dos 1uadros MT 15 KV para se efetuar a montagem dos novos painéis de linha de transporte, secionamento de barras, subida de barras e ARC e ao desacoplamento dos sete primeiros painéis do quadro MT. Esta ocorrência ( ) resultou na interrupção de energia aos 3199 clientes com uma duração total das interrupções de quatrocentos e quatro minutos e energia não fornecida ou não distribuída de 8,06 MWh. Na ilha de São Jorge, verificaram-se seis ocorrências consideradas de incidente de grande impacto. Três destas ocorrências, foram devido à necessidade de trabalhos programados: - No dia 20 de março ( ) para a reparação programada do troço de média tensão entre o seccionador AM 3031 Terreiros1 e o PT 44 Topo, e que afetou 686 clientes durante os trezentos e doze minutos da intervenção e com uma energia não fornecida ou não distribuída de 1,24 MWh. - No dia 29 de maio na linha Relvinha-Topo ( ) e que afetou clientes durante o total de quatrocentos e quarenta e sete minutos e com uma energia não fornecida ou não distribuída de 2,87 MWh. - No dia 05 de junho para a manutenção linha MT Relvinha- Fajã Grande ( ) e que afetou cerca de 454 clientes ao longo de quatrocentos e trinta e quatro minutos e com uma energia não fornecida ou não distribuída de 2,4 MWh. As restantes três ocorrências, imprevistas, deveram-se a avarias na rede de distribuição, tendo ocorrido nas seguintes datas: - No dia 2 de janeiro ( ) devido a condutor da linha MT Relvinha - Topo apoiado na travessa do apoio nº 98, causando a interrupção a clientes ao longo de cento e setenta e quatro minutos com uma energia não fornecida ou não distribuída de 1,20 MWh 106

107 - No dia 23 de maio ( ) devido ao arco de derivação no apoio do PT 50 que estava caído em cima do alongador e ao DST deste mesmo apoio que também se encontrava danificado. Esta interrupção afetou 1_350 clientes ao longo de trezentos e oitenta minutos e com uma energia não fornecida ou não distribuída de 2,21 MWh. - No dia 24 de setembro ( ) devido a linha MT Caminho Novo Relvinha 01 rebentada entre os apoios 58 e 59 e também devido a problemas de telecomando para o escrutínio da avaria e reposição de serviço, resultando numa duração total de quatrocentos e trinta e oito minutos e que afetou clientes de ambos os concelhos de São Jorge com uma energia não fornecida ou não distribuída de 1,66 MWh. Na ilha do Pico verificaram-se 8 Incidentes de grande impacto, sendo 4 destas interrupções de serviço devido trabalhos programados nas redes de média tensão: - No dia 30 de abril ( ) devido a trabalhos de manutenção da linha MT São Roque Piedade afetando clientes ao longo de duzentos e seis minutos com uma energia não fornecida ou não distribuída de 1,45 MWh. - No dia 08 de maio ( ) para trabalhos de manutenção da linha de distribuição Lajes São Mateus, troço AMRA- 2028/AMRA-2004 que afetou clientes ao longo de duzentos e catorze minutos com uma energia não fornecida ou não distribuída de 1,75 MWh. - No dia 2 de outubro ( ) devido a montagem do novo apoio na linha MT 15 kv Madalena Santa Luzia na derivação do ramal MT para o PS Natural Reason que ao longo de trezentos e vinte e nove minutos afetou 665 clientes com uma energia não fornecida ou não distribuída de 1,92 MWh. - No dia 9 de outubro ( ) devido à remodelação do ramal MT para o PT 1049 e colocação em serviço da nova linha MT até ao IAT 2004, em que foram afetados 956 clientes ao longo de trezentos e setenta e três minutos com uma energia não fornecida ou não distribuída de 2,4 MWh. Os restantes 4 incidentes de grande impacto, não programados, deveram-se a duas ocorrências com origem na central térmica do Pico e a duas ocorrências nas redes de media tensão: - No dia 22 de março ( ) devido a saída de paralelo do grupo 6 da central térmica do Pico, originando o deslastre das linhas MT Madalena - São Mateus, Lajes - São Mateus, Lajes - Piedade, São Roque -Piedade e São Roque - Santa Luzia afetando ao longo dos sessenta e dois minutos da ocorrência 6_577 clientes e com uma energia não fornecida ou não distribuída de 2,1 MWh. - No dia 2 de setembro ( ) devido a linha caída entre os apoios 82 e 83 da linha MT São Roque Piedade, resultando numa energia não fornecida ou não distribuída de 1,63 MWh e 947 clientes afetados ao longo de seiscentos e trinta e oito minutos. - No dia 14 de setembro ( ) devido à saída intempestiva de paralelo do grupo 6 na central térmica do Pico, provocando o deslastre das linhas MT Madalena - São Mateus, Madalena - Santa Luzia, Lajes - São Mateus, Lajes - Piedade, São Roque - Santa Luzia e São Roque Piedade, afetando locais de consumo ao longo de uma duração total de trinta e quatro minutos com uma energia não fornecida ou não distribuída de 1,34 MWh - No dia 23 de outubro ( ) devido a um seccionador danificado no PT 99, causando a desligação da linha de distribuição Lajes - São Mateus e afetando clientes ao longo dos duzentos e cinquenta e três minutos, com uma END de 1.18 MWh. 107

108 Na ilha do Faial, verificaram-se 7 ocorrências, cuja a energia não distribuída ultrapassou o limiar de 1 MWh e como tal consideradas de incidentes de grande impacto. Estiveram na origem de duas destas ocorrências, erros humanos e nas seguintes datas: - No dia 18 de abril ( ) durante a execução de trabalhos de manutenção na central térmica de Santa Barbara, e na sequência de um erro de manobra, ocorreu o disparo dos grupos 2 e 7, causando uma interrupção geral na ilha cuja a reposição total do sistema elétrico ficou concluída ao fim de trinta e um minutos, com uma energia não distribuída de 2,06 MWh. - No dia 28 de julho ( ) um disparo generalizado na ilha provocado por um erro de manobra durante a realização de trabalhos programados. Na manobra de reposição da saída MT Santa Bárbara 02 cela P216 foi ligada erradamente a saída MT Santa Bárbara 3 cela P217 que ainda se encontrava ligada à terra no PT 40 Santa Bárbara. A reposição do sistema elétrico e que afetou todos os clientes da ilha do Faial, demorou cerca de trinta e cinco minutos com uma energia não distribuída de 2,14 MWh. foi provocado pela avaria na sonda de escape na saída do turbo compressor. O disparo dos transformadores dos serviços auxiliares provocou a saída de paralelo do grupo 7 por mínima tensão. Esta interrupção afetou 7900 clientes com uma energia não fornecida ou não distribuída de 2,85 MWh durante os quarenta e cinco minutos da duração total da ocorrência. - No dia 25 de maio ( ) verificou-se um disparo geral na ilha do Faial devido à saída de paralelo do grupo 6 com alarme de temperatura óleo lubrificação alta. Esta interrupção afetou clientes, com uma energia não fornecida ou não distribuída de 2.04 MWh durante os trinta e dois minutos da duração total da ocorrência. - No dia 5 de julho ( ) devido ao disparo do grupo 6, por temperatura elevada do cilindro 5, que provocou o deslastre das saídas Santa Bárbara 02, Santa Bárbara 04, Santa Bárbara - Feteira, Santa Bárbara - Castelo Branco, Santa Bárbara - Covões, Covões - Cedros e Covões Castelo Branco, afetando clientes e com uma energia não fornecida ou não distribuída de 1.8 MWh durante os quarenta minutos da duração total da ocorrência. Devido à necessidade de ensaios do sistema de alimentação de emergência e grupos de emergência na central térmica de Santa Bárbara, houve necessidade de interromper o fornecimento de energia à ilha do Faial, pelo que foi programada uma interrupção geral no dia 7 de fevereiro, domingo, com inicio às 06:11 e cuja a duração total foi de cento e três minutos. Esta ocorrência teve uma energia não distribuída de 8,59 MWh. Devido a avarias na central térmica de Santa Barbara, verificaram-se 3 ocorrências imprevistas nas seguintes datas: - No dia 29 de março ( ) verificou-se um disparo geral devido à saída de paralelo dos grupos 6 e 7. O disparo do grupo 7 108

109 5.3. Eventos excecionais De acordo com o Regulamento da Qualidade de Serviço consideram-se eventos excecionais os eventos que reúnam cumulativamente as seguintes características: a) Baixa probabilidade de ocorrência do evento ou das suas consequências; b) Provoquem uma significativa diminuição da qualidade de serviço prestada; c) Não seja razoável, em termos económicos, que os operadores de redes, comercializadores, comercializadores de último recurso ou, no caso das RAA e RAM, os produtores evitem a totalidade das suas consequências; d) O evento e as suas consequências não sejam imputáveis aos operadores de redes, comercializadores, comercializadores de último recurso ou, no caso das RAA e RAM, aos produtores. Um evento só é considerado evento excecional após aprovação pela ERSE, na sequência de pedido fundamentado por parte de operadores de redes, de comercializadores ou de comercializadores de último recurso. No decorrer de 2016 a EDA, S.A. submeteu, e viu aprovados, 7 situações que reuniam as condições elencadas. Destas, três verificaramse na ilha de São Miguel, resultantes de ventos de intensidade excecional, duas na ilha de São Jorge com a mesma natureza e duas na ilha do Pico em resultado de intervenção de terceiros. A aprovação da ERSE pode ser consultada nas tabelas seguintes e no sitio da internet da EDA, S.A. ( 109

110 110

111 Ações para a melhoria da qualidade de serviço Nesta secção apresentam-se sucintamente algumas das medidas realizadas com o intuito de manter ou melhorar os níveis de qualidade de serviço em cada uma das ilhas da RAA, bem como os resultados obtidos e/ou expectáveis Redes distribuição (redes AT, MT e BT, postos de transformação e subestações) e tendo em vista o cumprimento dos padrões de continuidade de serviço definidos no RQS e da qualidade de serviço especificada na EN , foram tomadas as medidas expostas nas tabelas seguintes: Com o objetivo de zelar pelo bom estado de conservação dos elementos constituintes da Ilha Descrição da acção (I -Investimento / E -Exploração) S. Maria E - Ações de Manutenção preventiva de 136 apoios e Inspeção de 19 apoios das linhas da rede MT S. Maria E Manutenção preventiva de 15 aparelhos de manobra da rede aérea MT, destes 5 são telecomandados S. Maria E Substituição de 2 aparelhos de manobra da rede MT S. Maria E Desmatagem dos corredores das linhas MT S. Maria E Substituição de QGBT de 1 PTD S. Maria E Substituição de Seccionador de 1 PTD S. Maria E Melhoria das terras de serviço de 2 PTD S. Maria E Inspeção de 61 PTD (postos de transformação públicos) S. Maria E Manutenção preventiva de 26 PTD S. Maria E Substituição de transformador de 1 PTD S. Maria E Substituição de celas de linha de 1 PS S. Maria E - Inspeção da rede BT de 24 PTD S. Maria E Manutenção preventiva da rede BT de 6 PTD 111

112 Ilha Descrição da acção (I -Investimento / E -Exploração) S. Maria E Manutenção de 223 AD (armários de distribuição) da rede subterrânea de BT S. Maria E Manutenção preventiva da iluminação publica de 59 PTD S. Maria S. Miguel S. Miguel S. Miguel S. Miguel Manutenção de equipamentos de subestações e postes de transformação equipados com sistemas de proteção comando e controlo: 2 compartimentos barras MT 10 kv 7 painéis linha MT 10 kv 2 painéis transformador MT 10 kv 1 painéis de seccionamento MT 10 kv 2 painel potencial de barras MT 10 kv 2 painéis transformador MT 6 kv 2 transformador 10/6 kv 2 reguladores em carga de transformadores 1 sistema comando controlo / unidade remota E- Ações de Manutenção Preventiva da Rede BT de cerca de 33 Postos de Transformação; E- Ações de Inspeção Preventiva da Rede BT de cerca de 73 Postos de Transformação E - Ações de Manutenção preventiva de 463 apoios e Inspeção de 1100 apoios das Linhas da Rede MT/AT E - Trabalhos diversos no âmbito do SPEA tais como: a) Passagem de descarregadores de sobretensões (DST), nos PT aéreos, da cabeça do apoio para a cuba do transformador: PT 1163 e PT 1338 b) Montagem de cabo coberto em alguns apoios da rede MT E - Ações de Manutenção Preventiva a cerca de 317 Postos de Transformação/Postos de Seccionamento S. Miguel E - Ações de Inspeção Preventiva a cerca de 198 Postos de Transformação/Postos de Seccionamento S. Miguel E - Substituição de transformadores devido a mau estado de conservação: PT 304 S. Miguel I Estabelecimento de saídas BT nos PT 20 e 534 tendo em vista a melhoria de tensões e repartição de cargas S. Miguel I - Substituição do transformador do PT 84 tendo em vista a melhoria de tensões (transformador muito antigo - 3 "Tap's") S. Miguel I - Remodelação/Beneficiação da Rede BT de cerca de 7 Postos de Transformação S. Miguel I - Integração de novos PT na rede BT existente: PT 550 S. Miguel I Substituição do QGBT no PT 9 S. Miguel I - Montagem de Celas MT equipadas com tecnologia SF6 no PT 409, 301 e 258 S. Miguel I- Alteração de Potência no PT 84 S. Miguel I - Beneficiação de terras de serviço e proteção de 22 PTD 112

113 113 Ilha Descrição da acção (I -Investimento / E -Exploração) S. Miguel E - Manutenção de AD (armários de distribuição) da rede subterrânea BT do concelho de Povoação S. Miguel S. Miguel E Inspeção de AD (armários de distribuição) da rede subterrânea BT do concelho de Vila Franca Campo Manutenção de equipamentos de subestações e postes de transformação equipados com sistemas de proteção comando e controlo: 7 barramentos 60 kv 16 painéis linha AT 60 kv 8 painéis transformador AT 60 kv 4 painéis de seccionamento AT 60 kv 4 compartimentos barras MT 30 kv 9 painéis linha MT 30 kv 4 painéis transformador MT 30 kv 1 painéis de seccionamento MT 30 kv 1 painel potencial de barras MT 30 kv 20 painéis linha MT 10 kv 3 painéis de seccionamento MT 10 kv 3 painéis baterias condensadores MT 10 kv 3 transformador 60/30 kv 6 transformador 60/10 kv 3 transformador 30/10 kv 4 sistema comando controlo / unidade remota 11 serviços auxiliares C.A. 12 serviços auxiliares C.C. Terceira Terceira Terceira Terceira Terceira Terceira Terceira E Ações de Manutenção preventiva de 231 apoios e Inspeção de 257 apoios das Linhas da Rede MT/AT E Manutenção preventiva de 59 aparelhos de manobra da rede aérea E Manutenção/Limpeza de 80 AD (armários de distribuição) da rede subterrânea de BT E Substituição de 1 interruptor seccionador do PTD aéreo I Reforço de rede BT de 21 PTD E Manutenção preventiva de 141 PTD I Alteração de Potência em 13 PTD Terceira I - Montagem de Celas MT equipadas com tecnologia SF6 nos PS 3 e 4 Terceira Terceira E Inspeção de 132 PTD E Manutenção preventiva da rede BT de 13 PTD 113

114 Ilha Terceira Terceira Terceira Terceira Descrição da acção (I -Investimento / E -Exploração) I Beneficiação de terras de serviço e proteção de 14 PTD E Inspeção das redes BT de 16 PTD I Conclusão dos trabalhos de colocação em serviço da nova Subestação da Praia da Vitória PS S.Cume: Painel de Linha (P302) interligação com Parque Eólico do CAEN (I) Terceira Manutenção de equipamentos de subestações e postes de transformação equipados com sistemas de proteção comando e controlo: 3 compartimentos barras MT 30 kv 11 painéis linha MT 30 kv 7 painéis transformador MT 30 kv 3 painéis de seccionamento MT 30 kv 3 painel potencial de barras MT 30 kv 4 compartimentos barras MT 15 kv 19 painéis linha MT 15 kv 5 painéis transformador MT 15 kv 4 painéis de seccionamento MT 15 kv 3 painéis baterias condensadores MT 15 kv 5 painéis TSA/RN MT 15 kv 1 painel potencial de barras MT 15 kv 2 painéis transformador MT 6 kv 1 painéis de seccionamento MT 6 kv 2 painéis TSA/RN MT 6 kv 5 transformador 30/15 kv 2 transformador 30/6,9 kv 15 sistema proteções painéis MT (transporte) 9 sistema comando controlo / unidade remota 8 serviços auxiliares C.A. 9 serviços auxiliares C.C. Graciosa Graciosa Graciosa Graciosa Graciosa Graciosa Graciosa Graciosa E Manutenção preventiva de 20 Postos de Transformação/Postos de Seccionamento E - Ações de Inspeção Preventiva de 25 Postos de Transformação/Postos de Seccionamento I Beneficiação de terras de serviço e proteção de 6 Postos de Transformação I - Montagem/Substituição/Desvio de 99 apoios BT E- Ações de Manutenção Preventiva da Rede BT de cerca de 5 Postos de Transformação; E- Ações de Inspeção Preventiva da Rede BT de cerca de 12 Postos de Transformação E Substituição de 7 QGBT em Postos de Transformação; E - Manutenção de todos os Armários de Distribuição da rede subterrânea de BT 114

115 115 Ilha Graciosa Graciosa Descrição da acção (I -Investimento / E -Exploração) I - Montagem de 5 Celas MT equipadas com tecnologia SF6 em PTD E Desmatagem dos corredores das linhas MT Graciosa E Modificação de rede BT onde a secção do cabo era reduzida S. Jorge E Ações de Manutenção preventiva de 21 apoios e Inspeção de 319 apoios das Linhas da Rede MT/AT S. Jorge I Instalação de 2 aparelhos de manobra na rede aérea MT S. Jorge E Substituição de 3 aparelhos de manobra da rede aérea MT S. Jorge E Manutenção preventiva de 16 aparelhos de manobra da rede aérea MT S. Jorge E Manutenção preventiva de 33 PTD, e Inspeção de 39 PTD e 2 PSs S. Jorge I Beneficiação de terras de serviço e proteção de 8 PTD S. Jorge I Substituição de 5 QGBT em PTD S. Jorge E Manutenção de 6 AD da rede subterrânea de BT S. Jorge E Manutenção preventiva da rede BT em 15 PTD S. Jorge E - Montagem/Substituição/Desvio de 122 apoios BT Pico Pico Pico Pico Pico Pico Pico Pico Pico Pico Pico Pico Pico Pico Pico Pico E Manutenção preventiva de 56 PTD E Inspecção de 132 PTD e inspecção termográfica de 56 PTD I Montagem de Celas em 3 PTD E Substituição do Transformador de 3 PTD E Substituição de QGBT de 2 PTD E Substituição de Seccionador de 2 PTD E Melhoria das terras de serviço de 5 PTD E - Substituição/Desvio de 20 apoios BT I - Substituição de 167 apoios BT E Desmatação da rede BT de 21 PTD E - Inspeção da rede BT de 8 PTD E Manutenção preventiva da rede BT de 25 PTD E Montagem de 4 armários de distribuição E Manutenção preventiva da iluminação publica de 147 PTD e substituição de 21 armaduras E Manutenção preventiva de 12 aparelhos de manobra da rede aérea E Manutenção da Linha S.Roque-Piedade, com a substituição de 7 travessas Pico E Substituição de 1 aparelho de manobra da rede aérea (AMRA 2020) Pico I Remodelação das Linhas Madalena-S.Mateus e Lajes-S.Mateus 115

116 Ilha Pico Descrição da acção (I -Investimento / E -Exploração) E Manutenção preventiva dos transformadores das subestações de S. Roque, Lajes e Madalena e manutenção dos reguladores de tensão dos transformadores das subestações das Lajes e Madalena Pico I Substituição de 4 aparelhos de manobra da rede aérea (AMRA 2003, 2004, 2025 e 2026) Pico Faial Faial Faial Faial Faial Faial Faial Faial Faial Flores Flores Flores Flores Manutenção de equipamentos de subestações e postes de transformação equipados com sistemas de proteção comando e controlo: 1 compartimentos barras MT 30 kv 1 painéis linha MT 30 kv 2 painéis transformador MT 30 kv 1 painéis TSA/RN MT 30 kv 1 compartimentos barras MT 15 kv 4 painéis linha MT 15 kv 2 painéis transformador MT 15 kv 1 painéis TSA/RN MT 15 kv 5 transformador 30/15 kv 2 reguladores em carga de tranformadores 2 serviços auxiliares C.A. 2 serviços auxiliares C.C. E - Ações de Manutenção preventiva de 62 apoios e Inspeção de 85 apoios das Linhas da Rede MT/AT E Manutenção preventiva de 48 PTD E - Montagem/Substituição/Desvio de 62 apoios BT E Manutenção de 112 AD da rede subterrânea de BT E Manutenção preventiva da rede BT de 19 PTD E Manutenção preventiva de 5 aparelhos de manobra da rede aérea I Construção da nova linha Salão Santa Bárbara Manutenção de equipamentos de subestações e postes de transformação equipados com sistemas de proteção comando e controlo: 1 sistema comando controlo / unidade remota 1 serviços auxiliares C.C. SE SBR: Painel de Linha (P223) interligação PS do Salão (I) E Substituição de 24 apoio na rede BT E - Melhoria de Terras ed Serviço e Proteção em 6 PT públicos I - Remodelação de 5 PTD com montagem de equipamento compacto de corte em SF6 E - Remodelação de 1 PTD com substituição de celas de isolamento a SF6 modulares por uma cela compacta. 116

117 117 Ilha Flores Flores Flores Flores Flores Flores Descrição da acção (I -Investimento / E -Exploração) E - Montagem de novo interruptor na rede MT I - Substituição de 4 apoios na rede MT E - Substituição de troço de cabo MT subterrâneo no ramal MT parta o PT 11, por o existente ser inadequado. E - Manutenção preventiva em 6 aparelhos de manobra na rede MT E - Inspeção em 32 PTD E - Inspeção a 15 rede BT Flores E Manutenção preventiva em 16 PTD Flores Flores Corvo E Manutenção preventiva em 7 PSD s anexos a PTC, em simultâneo com a manutenção efetuada pelo cliente na sua instalação Manutenção de equipamentos de subestações e postes de transformação equipados com sistemas de proteção comando e controlo: 2 sistema comando controlo / unidade remota 1 serviços auxiliares C.C. E - Manutenção preventiva a troço de rede BT aérea Todas as ilhas E - Inspeções termografia a 299 instalações (296 PTD e 3 SE ) Todas as ilhas Manutenção a 305 equipamentos de subestações (barramentos, painéis de linha, painéis de transformadores, transformadores, reactâncias, sistemas de proteção comando e controlo, sistemas de corrente contínua, etc,) 117

118 6.2. Produção O quadro seguinte resume as ações de manutenção preventiva mais importantes realizadas nos grupos geradores. São estas que, basicamente, garantem a boa operacionalidade dos grupos e consequentemente contribuem para a redução de indisponibilidades por avarias. Ilha Descrição da acção (I -Investimento / E -Exploração) S. Maria - Central do Aeroporto E - Grupo 9 revisão tipo H S. Maria - Central do Aeroporto E - Grupo 5 revisão tipo 2000 H S. Maria - Central do Aeroporto E - Grupo 6 revisão tipo 2000 H S. Maria - Central do Aeroporto E - Grupo 7 revisão tipo 2000 H S. Maria - Central do Aeroporto E - Grupo 8 revisão tipo 2000 H S. Miguel - Central do Caldeirão E - Grupo 7 revisão tipo 3000 H S. Miguel - Central do Caldeirão E - Grupo 6 revisão tipo 3000 H S. Miguel - Central do Caldeirão E - Grupo 8 revisão tipo 6000 H S. Miguel - Central do Caldeirão E - Grupo 4 revisão tipo 3000 H S. Miguel - Central do Caldeirão E - Grupo 1 revisão tipo 5000 H Terceira - Central do Belo Jardim Terceira - Central do Belo Jardim Terceira - Central do Belo Jardim Terceira - Central do Belo Jardim Terceira - Central do Belo Jardim Terceira - Central do Belo Jardim E - Grupo 10 revisão tipo 8000 H E - Grupo 8 revisão tipo 4000 H E - Grupo 9 revisão tipo 4000 H E - Grupo 6 revisão tipo 4000 H E - Grupo 5 revisão tipo 4000 H E - Grupo 7 revisão tipo 4000 H Terceira - Central de Belo Jardim I - Substituição Turbocompressores dos grupos 5 A 8 * Terceira - Central de Belo Jardim Graciosa - Central da Graciosa I - Revitalização sistema de vapor da CTBJ E - Grupo 1 revisão tipo H Graciosa - Central da Graciosa E - Grupo 6 revisão tipo H * Teve início com o grupo 6 em 2016 e concluir-se-á em 2017 com os restantes grupos 118

119 119 Ilha Descrição da acção (I -Investimento / E -Exploração) S. Jorge - Central do Caminho Novo E - Grupo 7 revisão tipo 1000 H S. Jorge - Central do Caminho Novo E - Grupo 10 revisão tipo 2000 H S. Jorge - Central do Caminho Novo E - Grupo 9 revisão tipo 1000 H S. Jorge - Central do Caminho Novo E - Grupo 11 revisão tipo 2000 H S. Jorge - Central do Caminho Novo E - Grupo 12 revisão tipo 2000 H Pico - Central Nova Pico - Central Nova Faial - Central Santa Barbara Faial - Central Santa Barbara E - Grupo 7 revisão tipo H E - Grupo 1 revisão tipo H E - Grupo 7 revisão tipo H E - Grupo 8 revisão tipo H Faial - Central Santa Barbara I - Subst favos do radiador de água do grupo 5 Flores - Central das Flores Flores - Central das Flores Flores - Central das Flores E - Grupo 2 revisão tipo H E - Grupo 4 revisão tipo 2000 H E - Grupo 5 revisão tipo 2000 H Corvo - Central do Corvo E - Grupo 1 revisão tipo 2.000H Corvo - Central do Corvo Corvo - Central do Corvo Corvo - Central do Corvo Corvo - Central do Corvo E - Grupo 2 revisão tipo H E - Grupo 3 revisão tipo H E - Grupo 4 revisão tipo 2000 H E - Grupo 5 revisão tipo 2000 H 119

120 Anexos Anexo I - Siglas, abreviaturas e definições Alta Tensão (AT) tensão entre fases cujo valor eficaz é superior a 45 kv e igual ou inferior a 110 kv. Avaria condição do estado de um equipamento ou sistema de que resultem danos ou falhas no seu funcionamento. Baixa Tensão (BT) tensão entre fases cujo valor eficaz é igual ou inferior a 1 kv. Carga valor, num dado instante, da potência ativa fornecida em qualquer ponto de um sistema, determinada por uma medida instantânea ou por uma média obtida pela integração da potência durante um determinado intervalo de tempo. A carga pode referir-se a um consumidor, a um aparelho, a uma linha ou a uma rede. Cava (abaixamento) da tensão de alimentação diminuição brusca da tensão de alimentação para um valor situado entre 90% e 1% da tensão declarada, Uc (ou da tensão de referência deslizante, Urd), seguida do restabelecimento da tensão depois de um curto lapso de tempo. Por convenção, uma cava de tensão dura de 10 ms a 1 min. Centro de Condução de uma rede órgão encarregue da vigilância e da condução das instalações e equipamentos de uma rede. Cliente pessoa singular ou coletiva com um contrato de fornecimento de energia elétrica ou acordo de acesso e operação das redes. Cliente não vinculado Pessoa singular ou coletiva, titular de uma instalação consumidora de energia elétrica, a quem tenha sido concedida autorização de acesso ao Sistema Elétrico Não Vinculado (SENVA), nos termos do Regulamento de Relações Comerciais. Compatibilidade eletromagnética (CEM) aptidão de um aparelho ou de um sistema para funcionar no seu ambiente eletromagnético de forma satisfatória e sem ele próprio produzir perturbações eletromagnéticas intoleráveis para tudo o que se encontre nesse ambiente. Condições normais de exploração condições de uma rede que permitem corresponder à procura de energia elétrica, às manobras da rede e à eliminação de defeitos pe- 120

121 121 los sistemas automáticos de proteção, na ausência de condições excecionais ligadas a influências externas ou a incidentes importantes. Condução da rede ações de vigilância, controla e comando da rede ou de um conjunto de instalações elétricas s asseguradas por um ou mais centros de condução. Consumidor entidade que recebe energia elétrica para utilização própria. Corrente de curto-circuito - corrente elétrica entre dois pontos de um circuito em que se estabeleceu um caminho condutor ocasional e de baixa impedância. Consumidor direto da Rede de Transporte entidade (eventualmente possuidora de produção própria) que recebe diretamente energia elétrica da rede de transporte para utilização própria. Contrato de ligação à Rede de Transporte contrato entre o utilizador da rede de transporte a entidade concessionária do transporte e distribuição relativo às condições de ligação: prazos, custo, critérios de partilha de meios e de encargos comuns de exploração, condições técnicas e de exploração particulares, normas específicas da instalação, procedimentos de segurança e ensaios específicos. Concessionária do Transporte e Distribuição entidade a quem cabe, em regime de exclusivo e de serviço público, mediante a celebração de um contrato de concessão com o Governo Regional dos Açores, a gestão técnica global dos sistemas elétricos de cada uma das ilhas do Arquipélago dos Açores, o transporte e a distribuição de energia elétrica nos referidos sistemas, bem como a construção e exploração das respetivas infraestruturas, conforme o disposto no Capítulo V do Regulamento das Relações Comerciais. Defeito elétrico anomalia numa rede elétrica resultante da perda de isolamento de um seu elemento, dando origem a uma corrente, normalmente elevada, que requer a abertura automática de disjuntores. Desequilíbrio de tensão - estado no qual os valores eficazes das tensões das fases ou das desfasagens entre tensões de fases consecutivas, num sistema trifásico, não são iguais. Despacho Regional de uma rede órgão que exerce um controlo permanente sobre as condições de exploração e condução de uma rede no âmbito regional. Disparo - abertura automática de um disjuntor provocando a saída da rede de um elemento ou equipamento, por atuação de um sistema ou órgão de proteção da rede, normalmente em consequência de um defeito elétrico. 121

122 DRCIE Direção Regional do Comércio, Indústria e Energia. Duração média das interrupções do sistema (SAIDI - System Average Interruption Duration Index ) - representa a duração média das interrupções verificadas nos pontos de entrega durante um determinado período. O indicador SAIDI é obtido pelo cálculo da expressão: SAIDI MT= k x DIij j=1 i=1 em que: k DIij duração da interrupção i na instalação j (PTD ou PTC), em minutos; k quantidade total de pontos de entrega (PTC e PTD) da ilha, para o cálculo de indicadores globais da ilha ou por linha de distribuição; quantidade total dos pontos de entrega da zona de serviço considerada, da ilha ou da região, para o cálculo de indicadores por zona de serviço, por ilha ou para a região; quantidade total dos pontos de entrega da região para indicadores globais da região; x número de interrupções da instalação j. Emissão (eletromagnética) - processo pelo qual uma fonte fornece energia eletromagnética ao exterior. Energia não distribuída (END) - valor estimado da energia não distribuída nos pontos de entrega das redes de distribuição em MT, devido a interrupções de fornecimento, durante um determinado intervalo de tempo (normalmente 1 ano civil), dado pela seguinte expressão: TIEPI EF END= onde: T TIEPI tempo de interrupção equivalente da potência instalada, em horas EF energia entrada na rede de distribuição de MT, em MWh, no período de tempo considerado T período de tempo considerado, em horas. Energia não fornecida (ENF) - valor estimado da energia não fornecida nos pontos de entrega da rede de transporte, devido a interrupções de fornecimento, durante um determinado intervalo de tempo (normalmente 1 ano civil). Entrada - canalização elétrica de Baixa Tensão compreendida entre uma caixa de colunas, um quadro de colunas ou uma portinhola e a origem de uma instalação de utilização. ERSE - Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos. 122

123 123 Eventos excecionais - consideram-se eventos excecionais os eventos que reúnam cumulativamente as seguintes características: a) Baixa probabilidade de ocorrência do evento ou das suas consequências; b) Provoquem uma significativa diminuição da qualidade de serviço prestada; c) Não seja razoável, em termos económicos, que os operadores de redes, comercializadores, comercializadores de último recurso ou, no caso das RAA e RAM, os produtores evitem a totalidade das suas consequências; d) O evento e as suas consequências não sejam imputáveis aos operadores de redes, comercializadores, comercializadores de último recurso ou, no caso das RAA e RAM, aos produtores. Um evento só é considerado evento excecional após aprovação pela ERSE, na sequência de pedido fundamentado por parte de operadores de redes, de comercializadores ou de comercializadores de último recurso. Exploração - conjunto das atividades necessárias ao funcionamento de uma instalação elétrica, incluindo as manobras, o comando, o controlo, a manutenção, bem como os trabalhos elétricos e os não elétricos. Flutuação de tensão - série de variações da tensão ou variação cíclica da envolvente de uma tensão. Fornecedor - entidade responsável pelo fornecimento de energia elétrica, nos termos de um contrato. Fornecimento de energia elétrica - venda de energia elétrica a qualquer entidade que é cliente da entidade concessionária do transporte e distribuição. Frequência da tensão de alimentação (f) - taxa de repetição da onda fundamental da tensão de alimentação, medida durante um dado intervalo de tempo (em regra 1 segundo). Frequência média de interrupções do sistema (SAIFI - System Average Interruption Frequency Index ) - representa o número médio de interrupções verificadas nos pontos de entrega, durante um determinado período. O indicador SAIFI é obtido pela expressão: SAIFIMT = em que: k FI jmt j=1 k FIjMT - número de interrupções em PTD e PTC, no período considerado; k - quantidade total dos pontos de entrega (PTC e PTD) da ilha, para o cálculo de indicadores globais da ilha ou por linha de distribuição; quantidade total dos pontos de entrega 123

124 da zona de serviço considerada, da ilha ou da região, para o cálculo de indicadores por zona de serviço, por ilha ou para a região; quantidade total dos pontos de entrega da região para indicadores globais da região. Imunidade (a uma perturbação) - aptidão dum dispositivo, dum aparelho ou dum sistema para funcionar sem degradação na presença duma perturbação eletromagnética. Incidente acontecimento que provoca a desconexão (não programada) de um elemento da rede, podendo originar uma ou mais interrupções de serviço. Instalação elétrica conjunto de equipamentos elétricos utilizados na produção, no transporte, na conversão, na distribuição ou na utilização da energia elétrica, incluindo fontes de energia, bem como as baterias, os condensadores e outros equipamentos de armazenamento de energia elétrica. Instalação elétrica eventual - instalação elétrica provisória, estabelecida com o fim de realizar, com carácter temporário, um evento de natureza social, cultural ou desportiva. Instalação de utilização instalação elétrica destinada a permitir aos seus utilizadores a aplicação da energia elétrica pela sua transformação noutra forma de energia. Interrupção acidental - interrupção do fornecimento ou da entrega de energia elétrica provocada por defeitos permanentes ou transitórios, na maior parte das vezes ligados a acontecimentos externos, a avarias ou a interferências. Interrupção breve - interrupção acidental com uma duração igual ou inferior a 3 min. Interrupção do fornecimento ou da entrega - situação em que o valor eficaz da tensão de alimentação no ponto de entrega é inferior a 1% da tensão declarada Uc, em pelo menos uma das fases, dando origem, a cortes de consumo nos clientes. Interrupção longa - interrupção acidental com uma duração superior a 3 min. Interrupção prevista - interrupção do fornecimento ou da entrega que ocorre quando os clientes são informados com antecedência, para permitir a execução de trabalhos programados na rede. Licença vinculada - licença mediante a qual o titular assume o compromisso de alimentar o SEPA ou ser por ele alimentado, dentro das regras de funcionamento daquele sistema. Limite de emissão (duma fonte de perturbação) - valor máximo admissível do nível de emissão. Limite de imunidade - valor mínimo requerido do nível de imunidade. 124

125 125 MAIFI Frequência média de interrupções breves do sistema (sigla adotada internacionalmente a partir da designação em língua inglesa do indicador Momentary Average Interruption Frequency Index ); Manobras - ações destinadas a realizar mudanças de esquema de exploração de uma rede elétrica, ou a satisfazer, a cada momento, o equilíbrio entre a produção e o consumo ou o programa acordado para o conjunto das interligações internacionais, ou ainda a regular os níveis de tensão ou a produção de energia reativa nos valores mais convenientes, bem como as ações destinadas a colocar em serviço ou fora de serviço qualquer instalação elétrica ou elemento dessa rede. Manutenção - combinação de ações técnicas e administrativas, compreendendo as operações de vigilância, destinadas a manter uma instalação elétrica num estado de operacionalidade que lhe permita cumprir a sua função. Manutenção corretiva (reparação) - combinação de ações técnicas e administrativas realizadas depois da deteção de uma avaria e destinadas à reposição do funcionamento de uma instalação elétrica. Manutenção preventiva (conservação) - combinação de ações técnicas e administrativas realizadas com o objetivo de reduzir a probabilidade de avaria ou degradação do funcionamento de uma instalação elétrica. Média Tensão (MT) - tensão entre fases cujo valor eficaz é superior a 1 kv e igual ou inferior a 45 kv. Muito Alta Tensão (MAT) - tensão entre fases cujo valor eficaz é superior a 110 kv. Nível de compatibilidade (eletromagnética) - nível de perturbação especificado para o qual existe uma forte e aceitável probabilidade de compatibilidade eletromagnética. Nível de emissão - nível duma dada perturbação eletromagnética, emitida por um dispositivo, aparelho ou sistema particular e medido duma maneira especificada. Nível de imunidade - nível máximo duma perturbação eletromagnética de determinado tipo incidente sobre um dispositivo, aparelho ou sistema não suscetível de provocar qualquer degradação do seu funcionamento. Nível de perturbação - nível de uma dada perturbação eletromagnética, medido de uma maneira especificada. Nível de planeamento - objetivo de qualidade interno da entidade concessionária do transporte e distribuição relativamente a uma perturbação na onda de tensão, mais exigente ou, no limite, igual ao respetivo nível 125

126 de referência associado a um grau de probabilidade de ocorrência. Nível de referência (de uma perturbação) - nível máximo recomendado para uma perturbação eletromagnética em determinados pontos de uma rede elétrica (normalmente, os pontos de entrega). Nível (de uma quantidade) - valor de uma quantidade avaliada de uma maneira especificada. Ocorrência acontecimento que afete as condições normais de funcionamento de uma rede elétrica. Operador Automático (OPA) dispositivo eletrónico programável destinado a executar automaticamente operações de ligação ou desligação de uma instalação ou a sua reposição em serviço na sequência de um disparo parcial ou total da instalação. Operação - Acão desencadeada localmente ou por telecomando que visa modificar o estado de um órgão ou sistema. Perturbação (eletromagnética) - fenómeno eletromagnético suscetível de degradar o funcionamento dum dispositivo, dum aparelho ou dum sistema. Ponto de entrega (PdE) - ponto (da rede) onde se faz a entrega de energia elétrica à instalação do cliente ou a outra rede. Nota: Na Rede de Transporte o ponto de entrega é, normalmente, o barramento de uma subestação a partir do qual se alimenta a instalação do cliente. Podem também constituir pontos de entrega: Os terminais dos secundários de transformadores de potência de ligação a uma instalação do cliente. A fronteira de ligação de uma linha à instalação do cliente. Ponto de ligação - ponto da rede eletricamente identificável a que se liga uma carga, uma outra rede, um grupo gerador ou um conjunto de grupos geradores. Ponto de interligação (de uma instalação elétrica à rede) é o nó de uma rede do sistema elétrico de serviço público (SEPA) eletricamente mais próximo do ponto de ligação de uma instalação elétrica. Ponto de medida - ponto da rede onde a energia ou a potência é medida. Posto (de uma rede elétrica) - parte de uma rede elétrica, situada num mesmo local, englobando principalmente as extremidades de linhas de transporte ou de distribuição, a aparelhagem elétrica, edifícios e, eventualmente, transformadores. Posto de transformação (PT) - posto destinado à transformação da corrente elétrica 126

127 127 por um ou mais transformadores estáticos cujo secundário é de baixa tensão. Potência nominal - é a potência máxima que pode ser obtida em regime contínuo nas condições geralmente definidas na especificação do fabricante, e em condições climáticas precisas. Produtor entidade responsável pela ligação à rede e pela exploração de um ou mais grupos geradores. Ramal - canalização elétrica, sem qualquer derivação, que parte do quadro de um posto de transformação ou de uma canalização principal e termina numa portinhola, quadro de colunas ou aparelho de corte de entrada de uma instalação de utilização. Rede conjunto de subestações, linhas, cabos e outros equipamentos elétricos ligados entre si com vista a transportar a energia elétrica produzida pelas centrais até aos consumidores. Rede de distribuição parte da rede utilizada para condução da energia elétrica, dentro de uma zona de consumo, para o consumidor final. Rede de transporte parte da rede utilizada para o transporte da energia elétrica, em geral e na maior parte dos casos, dos locais de produção para as zonas de distribuição e de consumo. Severidade da tremulação intensidade do desconforto provocado pela tremulação definida pelo método de medição UIE-CEI da tremulação e avaliada segundo os seguintes valores: severidade de curta duração (Pst) medida num período de 10 min; severidade de longa duração (Plt) calculada sobre uma sequência de 12 valores de Pst relativos a um intervalo de duas horas, segundo a expressão: Plt 3 12 Pst = 3 i= 1 12 Sobretensão temporária à frequência industrial sobretensão ocorrendo num dado local com uma duração relativamente longa. Sobretensão transitória - sobretensão, oscilatória ou não, de curta duração, em geral fortemente amortecida e com uma duração máxima de alguns milissegundos. Subestação (ou SE) posto destinado a algum dos seguintes fins: Transformação da corrente elétrica por um ou mais transformadores estáticos, cujo secundário é de alta ou de média tensão; Compensação do fator de potência por compensadores síncronos ou condensadores, em alta ou média tensão. 127

128 Tempo de interrupção equivalente da potência instalada (TIEPI) - representa o tempo de interrupção da potência instalada nos postos de transformação (públicos e privados) da rede de distribuição. O indicador TIEPI é obtido pelo cálculo da expressão: em que: TIEPI = k x DIij PIj j=1 i=1 k PIj j=1 DIij - duração da interrupção da instalação i, em minutos; PIj - potência instalada na instalação j - posto de transformação de serviço público (PTD) ou particular (PTC), em kva; k - quantidade total dos pontos de entrega (PTC e PTD) da ilha, para o cálculo de indicadores globais da ilha ou por linha de distribuição; quantidade total dos pontos de entrega da zona de serviço considerada, da ilha ou da região, para o cálculo de indicadores por zona de serviço, por ilha ou para a região; quantidade total dos pontos de entrega da região para indicadores globais da região; x - número de interrupções da instalação j. no ponto de entrega, medido num dado intervalo de tempo. Tensão de alimentação declarada (Uc) - tensão nominal Un entre fases da rede, salvo se, por acordo entre o fornecedor e o cliente, a tensão de alimentação aplicada no ponto de entrega diferir da tensão nominal, caso em que essa tensão é a tensão de alimentação declarada Uc. Tensão de referência deslizante (aplicável nas cavas de tensão) - valor eficaz da tensão num determinado ponto da rede elétrica calculado de forma contínua num determinado intervalo de tempo, que representa o valor da tensão antes do início de uma cava, e é usado como tensão de referência para a determinação da amplitude ou profundidade da cava. Nota: O intervalo de tempo a considerar deve ser muito superior à duração da cava de tensão. Tensão harmónica - tensão sinusoidal cuja frequência é um múltiplo inteiro da frequência fundamental da tensão de alimentação. As tensões harmónicas podem ser avaliadas: - individualmente - segundo a sua amplitude relativa (Uh) em relação à fundamental (U1), em que h representa a ordem da harmónica; Tensão de alimentação - valor eficaz da tensão entre fases presente num dado momento 128

129 129 - globalmente - ou seja, pelo valor da distorção harmónica total (DHT) calculado pela expressão seguinte: que a utiliza por intermédio de terceiros para transporte e/ou regulação de energia, ou ainda para apoio (reserva de potência). DHT 40 h 2 Tensão interharmónica - tensão sinusoidal cuja frequência está compreendida entre as frequências harmónicas, ou seja, cuja frequência não é um múltiplo inteiro da frequência fundamental. Tensão nominal de uma rede (Un) - tensão entre fases que caracteriza uma rede e em relação à qual são referidas certas características de funcionamento. Tremulação ( flicker ) - impressão de instabilidade da sensação visual provocada por um estímulo luminoso, cuja luminância ou repartição espectral flutua no tempo. T&D Transporte e distribuição inclui interrupções na instalação do cliente Utilizador da Rede de Transporte Produtor, Distribuidor ou Consumidor que está ligado fisicamente à rede de transporte ou U 2 h Variação de tensão - aumento ou diminuição do valor eficaz da tensão, provocados pela variação da carga total da rede ou de parte desta Abreviaturas das ilhas SMA Santa Maria SMG São Miguel TER - Terceira GRA - Graciosa SJG São Jorge FAI - Faial FLO - Flores COR - Corvo 129

130 Anexo II - Classificação das causas das interrupções Quadro geral de classificação Apresenta-se em seguida o quadro geral de classificação das interrupções. A recente alteração do RQS e a interação da EDA e ERSE, no que respeita à classificação das causas de interrupção, culminou num maior nível de detalhe a este nível. As alterações introduzidas procuraram, sempre que possível, aliar o aumento de detalhe e a minimização do impacto quer a nível operacional, como na perspetiva de análise evolutiva dos indicadores. A EDA, para melhor caracterização das mesmas, tem em prática, em algumas tipologias de causas, um nível mais detalhado. A tabela seguinte apresenta as várias classificações de causas e correspondência com as causas ERSE. 130

131 131 Tipo Motivo Causa EDA Causa ERSE Código Acordo c/ cliente (1) Iniciativa Operador (00) Iniciativa Operador (00) 1100 Acordo c/ cliente (1) Por iniciativa do cliente (10) Por iniciativa do cliente (10) 1110 Novos Empreendimentos (10) 1210 Reparação de equipamentos 1220 PREVISTAS Conservação de equipamentos 1230 Razões de serviço (2) (PROGRAMADAS) Alterações na configuração da 1240 (1) Trabalhos de abate ou decote de árvores (50) 1250 Facto imputável ao cliente (4) Casos Fortuitos/Força maior (1) e (2) Facto imputavel ao Cliente Facto imputavel ao Cliente (RRC) (RRC) 140 Vento de intensidade excepcional (10) Naturais extremas (10) 2110 Inundações imprevisiveis (20) Incêndios / inundações (20) 2120 Descarga atmosférica directa Naturais extremas (30) 2130 Incendio (40) Incêndios / inundações (40) 2140 Terramoto (50) 2150 Greve geral (60) 2160 Alteração da ordem pública (70) 2170 Sabotagem (80) 2180 Malfeitoria (90) Vandalismo / ordem pública 2190 (90) Intervenção de Terceiros* (00) Ação de terceiros (00) 2200 Outras causas (10) Corpos estranhos na rede 2210 Razões de segurança (3) Deslastre de cargas (0) Razões de segurança (00) 2300 Acção atmosférica (1) Fenómenos atmosféricos / naturais (10) 2410 Acção ambiental (2) Fenómenos atmosféricos / naturais (20) 2420 IMPREVISTAS (ACIDENTAIS) (2) Origem interna - Proteções / automatismos Protecções/Automatismos (31) (31) 2431 Próprias (4) Origem interna - Material/Equipamento (32) Material / equipamento (32) 2432 Origem interna - Técnicas (33) Técnicas (33) 2433 Origem interna - Humanas (34) Humanas (34) 2434 Trabalhos inadiaveis (40) Manutenção (40) 2440 Outras causas (50) Desconhecidas (50) 2450 Desconhecidas (60) Desconhecidas (60) Máxima Intensidade Homopolar Reengate (5) (MIH) (10) 2510 Máxima Intensidade Fase (MIF) 2520 MIH + MIF (30) 2530 Facto imputável ao cliente 2600 Deficiência na instalação do cliente 3000 Deslocação do piquete sem interrupção 4000 Deslocação Piquete - Serviços na hora 5000 Excecional Fort Vento Intensidade Excepcional Evento excecional 9100 Excecional Fort Intervenção Terceiros Evento excecional

132 O quadro seguinte apresenta, de uma forma simplificada, a relação existente entre as causas simples de uma interrupção e o seu descritivo. Causa simples Descritivo causa Previstas Imprevistas 11 Acordo c/ cliente 12 Razões de serviço 14 Facto imputável ao cliente 21 Fortuitas ou de força maior 23 Razões de segurança 24 Próprias 25 Reengate 26 Facto imputável ao cliente 30 Deficiência na instalação do cliente 40 Deslocação do piquete sem interrupção 50 Deslocação Piquete - Serviços na hora 91 Excecional Fort Vento Intensidade Excepcional 92 Excecional Fort Intervenção Terceiros Origem das interrupções Produção: são as interrupções do fornecimento ou da entrega de energia elétrica com origem em centros produtores. Transporte: são as interrupções do fornecimento ou da entrega de energia elétrica com origem na rede de transporte. Distribuição: são as interrupções do fornecimento ou da entrega de energia elétrica com origem nas redes de distribuição. Nota: Considera-se que as interrupções em clientes têm sempre uma daquelas origens, ainda que tenham como causa uma avaria nas instalações de outro cliente com repercussão naqueles subsistemas. Tipos de interrupções Previstas (programadas): são as interrupções do fornecimento ou da entrega de energia elétrica por acordo com os clientes, ou ainda por razões de serviço, razões de interesse público ou por facto imputável ao cliente em que os clientes são informados com a antecedência mínima fixada no Regulamento de Relações Comerciais para estes tipos de interrupções. Acidentais (imprevistas): são as restantes interrupções do fornecimento ou da entrega de energia elétrica. Eventos excecionais: ver Anexo I - Siglas, abreviaturas e definições. 132

133 Causas das interrupções Acordo com o cliente Razões de serviço Razões de interesse público Caracterizadas no Regulamento de Relações Comerciais Razões de segurança Facto imputável ao cliente Causas fortuitas ou de força maior: consideram-se causas fortuitas ou de força-maior as indicadas no n.º 4 do artigo 2.º do RQS. Próprias: consideram-se interrupções próprias todas as não caracterizadas anteriormente. Estas causas podem ser desagregadas do seguinte modo: Acão atmosférica: inclui as interrupções devidas a fenómenos atmosféricos, designadamente, descargas atmosféricas indiretas, chuva, inundação, neve, gelo, granizo, nevoeiro, vento ou poluição, desde que não sejam passíveis de ser classificadas como causas de força maior; Acão ambiental: inclui as interrupções provocadas, designadamente, por animais, arvoredo, movimentos de terras ou interferências de corpos estranhos, desde que não sejam passíveis de ser classificadas como causas de força maior; Origem interna: inclui, designadamente, erros de projeto ou de montagem, falhas ou uso inadequado de equipamentos ou de materiais, atividades de manutenção, obras próprias ou erro humano; Trabalhos inadiáveis: inclui as interrupções por razões de serviço visando a realização de trabalhos inadiáveis sem o cumprimento do disposto no Regulamento de Relações Comerciais; Outras causas: inclui, designadamente, interrupções originadas em instalações de clientes; Desconhecidas: interrupções com causa desconhecida. 133

134 GNOMES 134