Relatório da Qualidade de

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1 Relatório da Qualidade de Serviço 2017

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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 vigorou desde 2014 até ao ano agora em análise, 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 2017 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. Em outubro de 2017, a ERSE publicou novo Regulamento, que, entrando em vigor em janeiro de 2018, vem redefinir o âmbito da qualidade de serviço a partir deste ano. A EDA, S.A. já tem em curso os trabalhos necessários para se adequar a este novo Regulamento. 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 2016 verificase um ligeiro agravamento dos indicadores globais de continuidade de serviço da RAA. Num horizonte de 5 anos, regista-se o melhor comportamento global para os indicadores SAIDI. No mesmo horizonte, os indicadores SAIFI e TIEPI apenas apresentam melhor desempenho em 2016, enquanto o MAIFI apresenta melhor desempenho em 2013 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. 3

4 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. 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 Sumário... 3 Índice... 5 Índice de tabelas... 7 Índice de gráficos 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

6 Tremulação (Flicker) Desequilíbrio Frequência 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 Satisfação clientes empresa Tabela Registos de avarias via telefone Tabela Serviço de ligação às redes de BT Tabela Ativação de fornecimento em BT Tabela Atendimentos presenciais em lojas comerciais da EDA, S.A Tabela Atendimento telefónico para comunicação de leituras Tabela Atendimento telefónico para comunicação de avarias Tabela Atendimento telefónico comercial Tabela Atendimento telefónico no âmbito do DL 134/2009 (call centers) Tabela Pedidos de informação respondidos até 15 dias úteis Tabela Contadores com leitura até 96 dias, face à leitura anterior Tabela Tratamento de reclamações Tabela Registo de reclamações pelos cinco temas principais Tabela Visitas Combinadas - OPCC Tabela Assistência técnica após comunicação de avaria pelo cliente Tabela Restabelecimento do fornecimento de energia após interrupção do serviço por facto imputável ao cliente Tabela Compensações pagas a clientes por incumprimento dos padrões de qualidade de serviço Tabela Compensações pagas aos operadores das redes de distribuição por incumprimento dos clientes Tabela Clientes com necessidades especiais Tabela 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 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) 46 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 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 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 Pontos de monitorização Redes de transporte e distribuição em AT e MT Tabela Pontos de monitorização Rede de distribuição em BT Tabela Cavas na média tensão na Ilha de Santa Maria Tabela Cavas na baixa tensão na Ilha de Santa Maria Tabela Cavas na alta tensão na Ilha de São Miguel Tabela Cavas na média tensão na Ilha de São Miguel Tabela Cavas na baixa tensão na Ilha de São Miguel Tabela Cavas na média tensão na Ilha Terceira

9 Tabela Cavas na baixa tensão na Ilha Terceira Tabela Cavas na média tensão na Ilha Graciosa Tabela Cavas na baixa tensão na Ilha Graciosa Tabela Cavas na média tensão na ilha de São Jorge Tabela Cavas na baixa tensão na Ilha São Jorge Tabela Cavas na média tensão na Ilha do Pico Tabela Cavas na baixa tensão na Ilha do Pico Tabela Cavas na média tensão na Ilha do Faial Tabela Cavas na baixa tensão na Ilha do Faial Tabela Cavas na média tensão na Ilha das Flores Tabela Cavas na baixa tensão na Ilha das Flores Tabela Cavas na média tensão na Ilha do Corvo Tabela Cavas na baixa tensão na Ilha do Corvo Tabela Sobretensões na baixa tensão na ilha de Santa Maria Tabela Sobretensões na alta tensão na ilha de São Miguel Tabela Sobretensões baixa tensão na ilha de São Miguel Tabela Sobretensões na média tensão ilha Terceira Tabela Sobretensões baixa tensão na Ilha Terceira Tabela Sobretensões na média tensão na ilha Graciosa Tabela Sobretensões baixa tensão na ilha Graciosa Tabela Sobretensões na média tensão na ilha de São Jorge Tabela Sobretensões baixa tensão na ilha de São Jorge Tabela Sobretensões na média tensão na ilha do Pico Tabela Sobretensões baixa tensão na ilha do Pico Tabela Sobretensões média tensão na ilha do Faial Tabela Sobretensões baixa tensão na ilha do Faial Tabela Sobretensões na média tensão na ilha das Flores Tabela Sobretensões na baixa tensão na ilha das Flores Tabela 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 Serviço de ligação às redes de BT Gráfico 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 vigorou de 2014 a 2017, 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 dispõe 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, estando neste momento a proceder à transição para a sua versão de 2015, 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 2017 foi concluído o 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 e estando neste momento este projeto a ter um acompanhamento sistemático, de modo a que permaneça em atualização contínua Inquérito de satisfação dos clientes Durante o ano de 2017 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 3,93 Atendimento Telefónico Atendimento em Loja Qualidade do serviço prestado pelos serviços Técnicos 4,19 4,18 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 Satisfação clientes empresa Registo de Avarias Score Médio Fornecimento de Eletricidade 4,11 Atendimento Telefónico Qualidade do serviço prestado pelos serviços Técnicos 3,9 4,5 Registo de Av arias (v ia telefone) Vertente Score Médio Disponibilidade e solicitude 4,34 Simpatia Profissionalismo Resolução do problema apresentado* 4,38 4,28 92% * Percentagem de clientes que viram o seu problema totalmente resolvido Tabela 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 2-4 e na sua representação gráfica, encontra-se apresentada a realização do serviço de ligação às redes de baixa tensão relativos ao ano de 2017, tal como preconizado pelo nº 3 do Art.º 45º do RQS. Em termos quantitativos, verificou-se 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 92%, 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 % 93% 91% 89% 92% Tabela 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 305 Gráfico Serviço de ligação às redes de BT Ativação de Fornecimento em Baixa Tensão Durante o ano de 2017 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 praticamente 100 % de realização por parte da EDA, S.A. e 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 27 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 1,3 1,4 1,3 1,3 1,3 % de Ativação de fornecimento - Padrão 90% 100,0% 100,0% 99,9% 100,0% 99,96% Tabela 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 e superam largamente os valores percentuais acima do preconizado pelo RQS e com capacidade de análise deste indicador, uma vez que dispõem de um 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 67,4% 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 97%. 15

16 16 Atendimentos na Rede de Lojas e Centros de Energia Matriz - Ponta Delgada Levada - Ponta Delgada Ribeira Grande Angra do Heroísmo Praia da Vitória Horta Restantes Lojas e Centros de Energia Total EDA % 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 ,40% Tabela Atendimentos presenciais em lojas comerciais da EDA, S.A. 100% 99% 98% 97% 98% 99% 97% 90% 87% 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 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 imediato a que a chamada seja reencaminhada para um atendedor do call center. 16

17 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 2017, para cada uma das situações acima referidas Atendimento telefónico para comunicação de leituras De acordo com o Art.º 35º do RQS, em 2017 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 71%, 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 70% 70% 69% 73% 71% Tabela 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 2017, a EDA, S.A. ultrapassou o padrão definido pela ERSE para comunicação de avarias em tempo igual ou inferior a 60 segundos, apresentando um valor de 87%, 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) 15,57 20,64 34,78 21,78 22,77 % de atendimento 60 segundos - Padrão 85% 91% 89% 80% 88% 87% Tabela Atendimento telefónico para comunicação de avarias Atendimento telefónico comercial 83%, conforme se pode verificar na Tabela 2-9. No decorrer do ano de 2017, 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 % 89% 72% 81% 83% Tabela 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, abaixo apresentada, este prazo foi cumprido pela EDA, S.A. em 2017, 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 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, abaixo apresentada, 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 ultrapassado, tendo a EDA, S.A. apresentado em 2017 um valor de 93%. 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% % 98% 92% 87% 93% Tabela 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. em 2017 apresenta um valor de 93%, 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% % 92% 95% 91% 93% Tabela 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 2017, verifica-se que foram respondidas dentro do prazo preconizado pelo nº 4 do Art.º 41ª do RQS, daí a percentagem de 98% 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 96% 100% 99% 98% 98% Tabela 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 Registo de reclamações pelos cinco temas principais Na Tabela 2-14 acima apresentada, 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. A EDA, S.A. realizou em 2017, através de agendamento prévio com os clientes, 449 visitas combinadas a instalações, tendo sido cumprido o prazo estabelecido no RQS, em 93% 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 % 94% 86% 98% 93% Tabela 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 2017 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 2_628, 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 99% e 676 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% % 99% 99% 100% 97% 99% Tabela 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 2017 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%. 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 ,0% 99,9% 99,9% 100,0% 99,9% Tabela 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 2017 foram identificadas 31 situações de incumprimento dos padrões definidos no Art.º 52º do RQS, das quais 15 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 16 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 320,00. 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 Vila Franca do Campo ,00 Povoação ,00 Nordeste ,00 Ribeira Grande ,00 Angra do 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 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 2017) RQS Artº 47 RQS Artº 48 Total Quantidade Montante Quantidade Montante Quantidade Montante Santa Maria 0, , ,00 São Miguel , , ,00 Terceira 1 20, , ,00 Graciosa 0, , ,00 São Jorge 0, , ,00 Pico 0, , ,00 Faial 0, , ,00 Flores 0, , ,00 Corvo 0, , ,00 EDA , , ,00 Tabela 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 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 Clientes prioritários 28

29 2.4. Ações mais relevantes para garantia da qualidade de serviço de âmbito comercial Ações junto dos clientes No sentido de promover uma estreita relação com os principais clientes empresariais da RAA, a Direção Comercial da EDA, S.A. realiza periodicamente visitas de cariz técnico-comercial aos principais clientes no setor empresarial. Os clientes a visitar são escolhidos com base no seu perfil de consumo, ou seja, os que apresentam o maior potencial para redução de faturação, e na sua dimensão relativa, tendo em conta a ilha em que se encontram. Na preparação da visita, é elaborado pela estrutura técnica da Direção Comercial um estudo sobre a qualidade da energia elétrica na alimentação às instalações do cliente, bem como uma análise da continuidade do serviço prestado e apresentação de um estudo sobre o consumo, tendo em vista a redução da sua faturação. Estas visitas são normalmente executadas pela equipa técnica e pela estrutura de topo da Direção Comercial. A EDA, S.A., durante o ano de 2017, realizou reuniões com 25 Parceiros de Negócio, do segmento empresarial, em 6 das 9 ilhas da RAA. Estes clientes perfazem 79 contratos MT e BTE com a EDA, S.A. Dando corpo a uma contínua estratégia de aproximação e de serviço público junto dos seus clientes, a EDA, S.A. disponibiliza uma loja móvel, identificada com a imagem institucional da empresa, com recurso a uma viatura totalmente elétrica, que, dotada dos meios informáticos necessários para o efeito, permite o alargamento dos nossos serviços, com uma estratégia promocional orientada para as necessidades dos nossos Clientes, em algumas zonas rurais das ilhas de S. Miguel, Terceira, S. Jorge, Faial e Pico. Sem prejuízo das dificuldades operacionais resultantes das limitações de recursos humanos disponíveis na estrutura de atendimento da atual rede comercial de lojas da EDA, S.A. está em curso o processo de revitalização do projeto loja móvel que visa disponibilizar, a mais de 75% da população residente na RAA, um serviço de proximidade com os seus clientes através da operação, de uma loja itinerante com todas as funcionalidades similares às de qualquer outro estabelecimento comercial da EDA, S.A. Ações de caráter educativo Desde 2013 que a EDA, S.A. tem vindo a articular com várias escolas secundárias da Região Autónoma dos Açores, diversas iniciativas de divulgação e sensibilização para as atividades do grupo EDA e em particular para aspetos determinantes, envolvendo os processos da concessão atribuída à EDA, S.A. em matéria de transporte e distribuição da energia elétrica, e ações que habitualmente culminam com a celebração do Dia Mundial de Energia, que ocorre habitualmente no final do mês de maio. Estas ações têm-se pautado pela realização de palestras a alunos nos diversos ciclos e nestas é abordado, entre outros temas, a eficiência energética, a mobilidade elétrica e os produtos comerciais da EDA, S.A., com maior enfoque, como é o caso das tarifas eficientes, a fatura eletrónica, o EDAOnline e, também, para a campanha de promoção e venda de termoacumuladores elétricos para águas quentes sanitárias (AQS). 29

30 30 No ano letivo 2016/2017, foram realizadas 20 palestras em 5 escolas secundárias e EBI, para uma abrangência total superior a 700 alunos. Ações de caráter promocional Ao contrário do território Continental, a RAA não tem acesso ao gás natural, sendo obrigada ao uso de gás butano importado, que é quase na sua totalidade comercializado em garrafa, com custos significativos para os clientes finais, sendo que em todo o arquipélago é assegurado um preço único. Foi com base neste quadro que se procedeu, em parceria com entidades devidamente acreditadas para o efeito, à realização de ensaios laboratoriais e em ambiente real, que permitiram validar as vantagens económicas e funcionais do uso criterioso dos termoacumuladores elétricos em detrimento da tecnologia que utiliza gás butano. Para além das vantagens identificadas no estudo levado a efeito, que apontam para uma poupança da ordem dos 20% dos custos anuais para aquecimento de AQS em locais de uso residencial e similares, o atual design dos termoacumuladores elétricos irá permitir, sem produzir grandes alterações nas instalações existentes, a substituição direta dos aparelhos a gás instalados, conferindo ainda um significativo aumento dos níveis de segurança e de conforto percecionados pelos utilizadores. Por outro lado, o incentivo à procura de eletricidade permitirá a médio e longo prazo, potenciar a penetração de energias renováveis para a produção de eletricidade e a consequente redução de emissões atmosféricas. Com efeito, a alteração de tecnologia para aquecimento doméstico de AQS projeta um incremento da procura estimado em 3,5 GWh / ano por cada mil aparelhos instalados. Foi com base nestes pressupostos e considerando a necessidade permanente de encontrar soluções inovadoras que permitam melhorar a performance comercial da EDA, S.A. de incentivar ao consumo criterioso de eletricidade na RAA, associando o facto a benefícios que possam ser evidenciados como claramente favoráveis ao universo dos seus clientes, que a EDA, S.A. procedeu à avaliação das vantagens comparativas resultantes do recurso ao uso de termoacumuladores elétricos para o aquecimento de AQS. Deste modo, a EDA, S.A. lançou em setembro de 2015 uma campanha de promoção e venda de termoacumuladores elétricos, na qual comparticipa até 100,00 no valor dos equipamentos adquiridos, disponibilizando-os a um preço bastante atrativo para os clientes. Até ao final de 2017 registou-se a comparticipação de 953 equipamentos com estas características. A EDA, S.A. procedeu igualmente à elaboração e distribuição aos clientes de um prospeto informativo em que são explicadas as vantagens comparativas entre possuir equipamentos de AQS, cujo funcionamento seja suportado a gás e os mesmos equipamentos, quando o seu funcionamento é suportado a energia elétrica, nomeadamente, ao nível da poupança de energia e dos custos inerentes ao consumo. Campanha de eficiência na iluminação no setor residencial Ao abrigo do PPEC de 2009, a EDA, S.A. deu início a uma campanha para promoção de lâmpadas economizadoras em detrimento 30

31 das lâmpadas incandescentes. Com a massificação das lâmpadas LED optou-se pela substituição da tecnologia a comercializar, passando de LFC para LED. Esta alteração teve efeitos a partir de julho de Procedeu-se ainda em 2017 ao desenvolvimento de uma campanha promocional junto dos clientes, prevendo-se que em 2018 esta campanha se conclua, com a divulgação de encarte a acompanhar as faturas de energia. Faturação eletrónica Dando sequência à desmaterialização de processos, a EDA, S.A. implementou em 2012 a faturação eletrónica, permitindo aos nossos clientes a adesão a esta modalidade facilitadora de receção de faturas on-line, mantendo desde então campanhas de promoção com ofertas aos clientes que a ela adiram. Em termos de número de adesões, esta modalidade registou uma evolução de 36,7% durante o ano de 2017, em relação ao ano de 2016, estando este processo a ser consolidado paulatinamente. A EDA, S.A. prevê em breve proceder à implementação da fatura eletrónica interativa, promovendo uma comunicação com o cliente cada vez mais eficaz, em que a empresa dá a conhecer e cria novas necessidades no cliente de forma deliberada, despertando-lhe curiosidade e o interesse na empresa que lhe presta o serviço de fornecimento de energia. App para acompanhamento / comunicação de leituras Foi concluído em 2017 e encontra-se já em fase de exploração e de divulgação a solução móvel EDA on-line para inserção de leituras de energia por parte dos clientes EDA, S.A. Com a instalação desta aplicação nos smartphones, os clientes da EDA, S.A. recebem notificações nas datas ideais para comunicação de leituras, sendo dotada de ecrãs de ajuda que permitem auxiliar na leitura adequada dos contadores de energia elétrica. Esta aplicação móvel possui um interface simples e intuitivo, permitindo o registo de vários locais de consumo por parte de um único utilizador e o envio de leituras destes locais de forma cómoda e eficaz, evitando o lançamento de estimativas em faturas dos clientes e contribuindo para uma melhoria na qualidade do serviço prestado pela EDA, S.A. Dado que os valores de registos de leituras através desta APP representaram apenas 1,4% do total de leituras registadas em 2017 (registos a partir de julho), foi lançado um folheto informativo para distribuição gratuita aos nossos clientes, tendo este sido disponibilizado em todos os centros de atendimento da EDA, S.A., devendo ainda ser levada a cabo em 2018 uma campanha maciça de divulgação desta aplicação junto dos nossos clientes, no sentido de podermos potenciar esta aplicação como um fator facilitador de comunicação de leituras, permitindo igualmente a redução de chamadas telefónicas para o call center da EDA, S.A. para efeitos de entrega de leituras de contadores, por parte dos clientes. Para 2018 prevê-se igualmente a introdução de melhorias nesta APP, nomeadamente, ao nível do alargamento de outras funcionalidades que se prevê fiquem disponíveis aos clientes 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 70,3% do número total destes equipamentos. As zonas do tipo A e B apresentavam, a 31 de dezembro, 18,4% e 11,3%, respetivamente. No que respeita à potência instalada o cenário é ligeiramente diferente: os equipamentos de zonas do tipo C representam cerca de 53,3% do total da potência instalada, enquanto as zonas do tipo A e B representam 30,2% e 16,5% respetivamente. Em 2017, 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 4,4% do que o verificado em 2016, ou seja, mais 74 ocorrências. As ocorrências referidas deram origem a cerca de 30 mil interrupções em PdE da rede de distribuição MT, mais 8,5% face ao valor registado em 2016 (mais interrupções). Face aos padrões estabelecidos no Regulamento da Qualidade de Serviço, verifica-se o cumprimento da generalidade dos indicadores Ocorrências Em 2017 verifica-se um aumento do número de ocorrências nas ilhas São Miguel, Graciosa, São Jorge e Flores. Nas restantes ilhas verificou-se uma redução, mais significativa na ilha do Pico. Face a 2016 constata-se um aumento de 1,1% (+1) do número de ocorrências com origem nos centros produtores, e de 4,6% (+73) 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 ocorrências registadas em 2017, 70,9% dizem respeito a situações previstas (por: acordo com o cliente, razões de serviço e factos imputáveis ao cliente), mais 8,1% do que em 2016, tendo-se assistido a uma diminuição de 19 ocorrências devidas a situações acidentais (-3,6%). 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 12,3% são respeitantes situações imprevistas por causas próprias, 11,0% são reengates, 4,0% referem-se a deslastre de cargas por razões de segurança e 0,5% deveram-se a casos fortuitos ou de força-maior. Em 2017 verificaram-se 10 incidentes cuja excecionalidade foi solicitada pela EDA e aprovada pela ERSE. Ao nível das diversas ilhas da Região, relativamente aos valores registados em 2016, verifica-se um aumento de ocorrências acidentais nas ilhas São Miguel, Graciosa, São Jorge e Flores. As restantes ilhas apresentaram menos ocorrências acidentais, com reduções entre 8,5% e 55,6%. Apresenta-se de seguida uma breve análise à evolução das situações que originaram interrupções em 2017, quando comparadas com

34 Ocorrências Produção Redes Produção Redes EDA EDA Renováveis Outros Dist. BT Dist. MT Inst. Cliente Transp. EDA EDA Renováveis Outros SANTA MARIA SAO MIGUEL Dist. BT Dist. MT Inst. Cliente Transp. TERCEIRA GRACIOSA SAO JORGE PICO FAIAL FLORES CORVO Tabela Evolução do n.º de ocorrências por origem Em Santa Maria, no decorrer de 2017, verificaram-se menos 9 ocorrências face ao ano anterior. O decréscimo registou-se tanto ao nível das ocorrências com origem nos centros produtores (-1), como ao nível das redes (-8). Na ilha de São Miguel registaram-se mais 58 ocorrências, resultado combinado de mais 50 ocorrências previstas e de mais 8 incidentes. Verificou-se menos 1 ocorrência com origem nos centros produtores, e mais 59 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 2017, constatou-se um decréscimo do número ocorrências (13), quando comparado com Constata-se menos 25 ocorrências com origem nas redes e mais 12 com origem nos centros produtores. O aumento verificado de ocorrências com origem nos centros produtores devemse, sobretudo, à entrada em exploração da central geotérmica do Pico Alto (17), enquanto no parque eólico constatou-se o aumento de 1 ocorrência e 5 noutros produtores independentes. Na central térmica do Belo Jardim, verificou-se um decréscimo de 11 ocorrências. Na ilha Graciosa, face a 2016, verificou-se um aumento do número de ocorrências (17), resultado de um aumento conjugado de ocorrências com origem nos centros produtores (2) e nas redes (15). O aumento de ocorrências ao nível das redes justifica-se por um acréscimo de incidentes por causas próprias (10) e por razões de segurança (4). Em São Jorge contabilizaram-se mais 41 ocorrências que em 2016, consequência do aumento de 2 ocorrências com origem nos centros produtores e 39 com origem nas redes. O aumento de ocorrências ao nível das redes resulta, na sua maioria, a ações previstas para manutenção da rede, situações previstas por acordo com o cliente e incidentes fortuitos por força maior. Na ilha do Pico registou-se uma diminuição do número de ocorrências (-25), sendo que 7 das quais têm origem nos centros produtores e 18 nas redes. A redução verificou-se tanto de situações previstas (-3,0%), como 34

35 de incidentes (-53,7%) destaque para o decréscimo de incidentes por causas próprias (-12) e por razões de segurança (-8). No Faial constata-se uma redução do número total de ocorrências, menos 9 que em Verificaram-se menos 2 ocorrências com origem nos centros produtores e menos 7 com origem nas redes. A ilha das Flores apresenta, em 2017, um aumento de 19 ocorrências face ao valor assinalado no ano anterior, mais 1 com origem nos centros produtores e mais 18 com origem nas redes. O acréscimo verificado de ocorrências com origem nas redes é resultado sobretudo de um maior número de intervenções programadas em instalações de clientes por iniciativa destes. O Corvo totalizou em 2017, menos 5 ocorrências que no ano anterior, sendo que este decréscimo se verificou em ocorrências com origem na central térmica desta ilha. Ao nível de ocorrências com origem nas redes, registou-se o mesmo número de incidentes Interrupções na rede MT da RAA As ocorrências registadas no ano de 2017 deram origem a cerca de 29,6 mil interrupções que afetaram os pontos de entrega de média tensão da Região, das quais cerca de 15,1 mil referem-se a interrupções curtas (cerca de 9 mil são relativos a reengates) e cerca de 14,5 mil interrupções longas. N.º Interrupções Quando comparado com os valores de 2016, em 2017 registaram-se mais 8,5% interrupções em pontos de entrega da rede MT, sendo que as interrupções de curta duração viram o seu número aumentar em 9,5% e as interrupções de longa duração em 7,5%. O número de interrupções com origem em centros produtores aumentou 7,4%, totalizando cerca de 9 mil: as interrupções longas aumentaram cerca de 8,6% enquanto as interrupções curtas diminuíram 1,8%. As interrupções com origem nas redes registaram um aumento de 9,0% face a 2016, atingindo cerca de 21 mil, prevalecendo as interrupções de curta duração, que representam 68,4% deste valor. Comparativamente com o ano anterior, verificou-se um acréscimo de 6,1% de interrupções longas com origem nas redes e de 10,4% de interrupções de curta duração. Do valor total de interrupções, em pontos de entrega da rede de média tensão, 14,0% dizem respeito a interrupções previstas e os restantes 86,0% referem-se a incidentes nas redes ou centros produtores. As interrupções previstas são maioritariamente de curta duração (54,1%), sendo que as interrupções acidentais têm uma distribuição próxima entre interrupções longas (49,6%) e de curta duração (50,4%). As interrupções de curta duração foram maioritariamente decorrentes de situações imprevistas (85,0%) e 93,7% tiveram origem na própria rede de distribuição em média tensão. Com origem em centros produtores, registaram-se 942 interrupções imprevistas de curta duração, menos 1,8% que em <= 3 min > 3 min Total Tabela Evolução do n.º de interrupções em PdE da rede MT na RAA 35

36 2016 Previstas Acidentais Prod. - EDA Transp. Dist. MT Dist. BT Inst. Cliente Prod. - EDA Prod. - EDA Renováveis Prod. - Outros 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 2017, 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, 77,0% (religações automáticas após defeitos transitórios), cuja duração é inferior a um minuto, usualmente na ordem de milissegundos. Regista-se um decréscimo significativo de interrupções curtas por causas próprias (-41,4%). As interrupções curtas, com origem em centros produtores, de natureza acidental, tiveram como principais causas as razões de segurança (85,8%) e causas de origem interna a esses centros produtores, de material (13,4%) e humanas (0,8%). No decorrer de 2017, verificaram-se cerca de 14 mil interrupções de longa duração em pontos de entrega da rede de média tensão, sendo que cerca de 86,9% dizem respeito a situações acidentais. Das referidas interrupções a maioria, 55,1%, teve origem nos centros produtores. As interrupções longas com origem nas redes foram na sua maioria acidentais, com cerca de 68,4% devido a causas próprias e 4,1% 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). O número total de interrupções da Região, aumentou, quando comparado com 2016, verificando-se comportamentos distintos nas várias ilhas. Os crescimentos registaram-se nas ilhas Graciosa (77,6%), São Jorge (47,1%), São Miguel (15,0%) e Terceira (11,6%). Verificaram-se decréscimos do número total de interrupções nas ilhas do Corvo (-51,7%), Pico (-45,5%), Santa Maria (-34,5%), Faial (-19,8%) e Flores (-5,8%). 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, Graciosa, São Jorge, Pico e Flores, enquanto nas ilhas Terceira, Faial 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 2017 Curtas Longas Prod. - EDA Prod. - EDA Renováveis Prod.- Outros Dist. MT Dist. BT Inst. Cliente Prod. - EDA Prod.- Outros Transp. Dist. MT Dist. BT Inst. 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 37

38 N.º Interrupções 2017 Prev istas Acidentais SANTA MARIA SAO MIGUEL TERCEIRA GRACIOSA SAO JORGE PICO FAIAL FLORES CORVO Total Previstas Acordo Cliente; 12 - Previstas Razões Serviço; 14 - Fato imputável ao cliente; 21 - Acidentais Fortuitas força-maior; 23 - Razões segurança; 24 - Causas Próprias; 26 - Fato imputável cliente 91 - Eventos excecionais Fortuitas força-maior/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. Constata-se a predominância na Região de incidentes por causas próprias, verificando-se, no entanto, a preponderância de causas distintas nas várias ilhas. Nas ilhas São Miguel, Graciosa, São Jorge, Pico, Faial e Flores predominam os incidentes por causas próprias, enquanto nas ilhas Terceira e Corvo as interrupções longas devem-se, maioritariamente, a incidentes por razões de segurança. Na ilha de Santa Maria predominam as interrupções programadas por razões de serviço. Em Santa Maria os incidentes por causas próprias representam 28,6% das interrupções longas, e os incidentes por razões de segurança 26,1%. Em São Miguel 71,7% das interrupções longas são devidas a causas próprias. Na Terceira cerca de 56,8% das interrupções longas resultam de razões de segurança e 38,5% por causas próprias. As razões de segurança predominam ainda na ilha do Corvo (72,7%), e têm acentuada expressão nas ilhas do Faial (42,4%) e da Graciosa (22,3%). Na ilha de São Jorge constata-se um peso significativo de interrupções devido a eventos excecionais (12,7%), que também têm alguma expressão na ilha de São Miguel (1,1%). As interrupções por razões de serviço, existentes em todas as ilhas, têm mais expressão em Santa Maria (43,5%), no Pico (39,5%), em São Jorge (20,4%) e nas Flores (17,5%). 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 2016, verificase um ligeiro agravamento dos indicadores globais de continuidade de serviço da RAA. Num horizonte de 5 anos, regista-se o melhor comportamento global para o indicador SAIDI. No mesmo horizonte, os indicadores SAIFI e TIEPI apenas apresentam melhor desempenho em 2016, enquanto o MAIFI apresenta melhor desempenho em 2013 e SAIFI RAA 8,5 9,4 9,1 7,0 7,4 MAIFI RAA 4,2 8,1 8,4 7,1 7,7 TIEPI RAA 4:11 4:44 3:47 2:52 3:05 SAIDI RAA 5:34 6:15 4:53 3:45 3:42 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 variações distintas. Quando comparado com 2016, nas zonas de qualidade do tipo A, somente o indicador SAIFI não apresenta melhorias. No que diz respeito às zonas de qualidade do tipo B, todos os indicadores apresentam pior desempenho, exceto o indicador MAIFI (Momentary Average Interruption Frequency Index). Nas zonas de qualidade do tipo C, somente o indicador SAIDI apresenta melhorias SAIFI RAA 8,5 9,4 9,1 7,0 7,4 A 3,8 3,6 3,5 3,1 3,3 B 5,1 3,1 4,9 3,4 4,3 C 10,2 12,0 11,2 8,6 9,0 MAIFI RAA 4,2 8,1 8,4 7,1 7,7 A 1,4 3,1 3,0 3,8 2,2 B 4,2 5,5 9,6 5,7 4,2 C 4,9 9,8 9,6 8,2 9,6 TIEPI RAA 4:11 4:44 3:47 2:52 3:05 A 2:08 3:32 2:27 2:00 1:58 B 3:16 1:57 2:45 2:09 3:02 C 5:38 6:16 4:51 3:33 3:43 SAIDI RAA 5:34 6:15 4:53 3:45 3:42 A 2:16 4:17 2:47 2:33 2:10 B 3:23 2:35 3:02 2:15 3:07 C 6:48 7:23 5:45 4:19 4:12 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, exceto para o indicador SAIDI nas zonas do tipo A, 39

40 onde a produção é a origem mais preponderante. Salienta-se que os indicadores referidos incluem as interrupções necessárias para intervenções de serviço, para ações de manutenção, conservação e reparação. Ao nível da Região, os fatores mais preponderantes na frequência média de interrupções são 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 Dist. Outros Transp. Renováveis 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 quarenta e três minutos, com valores mais preponderantes de incidentes por causas próprias, razões de segurança e interrupções previstas por razões de serviço. O indicador de duração média das interrupções do sistema apresenta uma distribuição idêntica ao verificado para o TIEPI, no que MT Dist. BT Inst. Cliente SAIFI RAA 2,7 1,3 0,1 0,0 3,2 0,0 0,1 A 1,9 0,5 0,7 0,0 0,2 B 1,6 1,3 0,0 1,2 0,2 C 3,1 1,4 0,2 0,0 4,1 0,0 0,1 MAIFI RAA 0,2 0,3 0,0 7,2 0,0 0,0 A 0,2 2,1 B 0,0 0,0 4,1 0,0 C 0,2 0,4 0,0 9,0 0,0 0,0 TIEPI RAA 1:00 0:15 0:00 0:00 1:21 0:00 0:25 A 0:43 0:10 0:34 0:00 0:29 B 0:40 0:17 0:00 1:24 0:39 C 1:16 0:17 0:01 0:00 1:46 0:00 0:18 SAIDI RAA 1:23 0:18 0:01 0:00 1:40 0:00 0:16 A 0:58 0:14 0:32 0:00 0:24 B 0:56 0:19 0:00 1:29 0:21 C 1:34 0:19 0:01 0:00 2:00 0:00 0:14 respeita às causas que lhe dão origem. No entanto, os incidentes por razões de segurança têm um peso ligeiramente superior nas zonas de qualidade tipo A e B, e as interrupções previstas por acordo com o cliente têm um peso ligeiramente inferior nas zonas de qualidade do tipo B Previstas Tabela Indicadores de continuidade de serviço da RAA, por zona e causa para interrupções longas (SAIFI n.º; TIEPI e SAIDI - hh:mm) Padrões Acidentais SAIFI RAA 0,1 0,8 0,0 0,0 2,3 4,0 0,0 0,1 0,0 A 0,2 0,3 0,0 1,6 1,1 B 0,2 0,4 1,4 2,3 C 0,1 1,0 0,0 0,0 2,6 5,0 0,0 0,2 0,0 MAIFI RAA 0,0 1,1 0,3 0,4 1,1 4,7 0,0 0,0 A 0,5 0,2 0,4 1,2 B 1,0 0,0 0,0 0,4 2,7 C 0,0 1,3 0,5 0,5 1,4 5,9 0,0 0,0 TIEPI RAA 0:27 0:51 0:00 0:00 0:50 0:54 0:00 0:00 0:00 A 0:29 0:30 0:00 0:47 0:10 B 0:39 0:54 0:41 0:46 C 0:23 1:01 0:00 0:00 0:55 1:19 0:00 0:01 0:00 SAIDI RAA 0:17 1:03 0:00 0:00 1:04 1:14 0:00 0:01 0:00 A 0:26 0:25 0:00 1:03 0:15 B 0:22 0:51 0:57 0:55 C 0:14 1:14 0:00 0:00 1:06 1:32 0:01 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 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. 40

41 SAIFI RAA 2017 Acidentais Total Padrão A 0,0 1,6 1,1 2,8 4,0 B 1,4 2,3 3,7 7,0 C 0,0 2,6 5,0 7,6 10,0 TIEPI RAA A 0:00 0:47 0:10 0:58 - B 0:41 0:46 1:28 - C 0:00 0:55 1:19 2:15 - SAIDI RAA A 0:00 1:03 0:15 1:18 3:00 B 0:57 0:55 1:53 5:00 C 0:00 1:06 1:32 2:38 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 TIEPI 2017 Produção EDA EDA Renováveis Redes Outros Transp. Dist. MT Dist. BT Inst. Cliente S. MARIA 0:13 1:20 0:02 TIEPI SANTA MARIA 12:07 2:47 1:16 3:54 1:37 C 12:07 2:47 1:16 3:54 1:37 SAO MIGUEL 2:03 2:06 2:26 1:25 1:47 A 0:47 1:04 1:22 1:06 1:08 B 3:02 1:37 2:39 1:36 2:28 C 2:29 3:06 3:03 1:33 1:54 TERCEIRA 5:21 8:25 4:14 4:02 5:58 A 4:24 8:51 2:44 3:08 4:07 B 4:02 3:29 3:12 4:39 5:34 C 6:22 9:27 5:52 4:37 7:42 GRACIOSA 4:25 3:30 3:59 6:50 5:21 C 4:25 3:30 3:59 6:50 5:21 SAO JORGE 11:27 10:24 7:03 5:39 7:14 C 11:27 10:24 7:03 5:39 7:14 PICO 10:23 13:57 8:44 6:42 3:16 C 10:23 13:57 8:44 6:42 3:16 FAIAL 5:05 3:41 8:41 5:12 2:13 A 3:41 2:18 7:37 3:50 0:23 C 6:50 5:36 10:08 7:02 4:14 FLORES 11:48 11:27 7:39 2:47 2:16 C 11:48 11:27 7:39 2:47 2:16 CORVO 0:55 1:14 2:46 7:34 2:31 C 0:55 1:14 2:46 7:34 2:31 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 2016, registou-se uma melhoria do TI- EPI nas ilhas de Santa Maria, Graciosa, Pico, Faial, Flores e Corvo. Nas restantes ilhas registaram-se agravamentos deste indicador. C 0:13 1:20 0:02 S. MIGUEL 0:08 0:11 0:53 0:00 0:34 A 0:00 0:01 0:26 0:00 0:39 B 0:09 0:15 1:16 0:45 C 0:12 0:16 0:59 0:00 0:25 TERCEIRA 2:58 0:38 0:03 0:01 1:56 0:00 0:19 A 2:17 0:31 0:58 0:01 0:18 B 2:55 0:26 0:00 2:00 0:10 C 3:35 0:48 0:06 0:04 2:45 0:00 0:22 GRACIOSA 2:01 3:18 0:01 C 2:01 3:18 0:01 S. JORGE 3:38 3:16 0:05 0:14 C 3:38 3:16 0:05 0:14 PICO 0:22 2:48 0:01 0:04 C 0:22 2:48 0:01 0:04 FAIAL 1:27 0:08 0:34 0:02 A 0:09 0:12 0:01 C 2:52 0:18 0:59 0:04 FLORES 0:04 0:01 1:32 0:37 C 0:04 0:01 1:32 0:37 CORVO 0:24 2:07 C 0:24 2:07 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 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, São Jorge e Faial onde os centros produtores têm uma maior influência. A Tabela 3-16 apresenta o indicador TIEPI, para interrupções longas, com origem em centros produtores e redes, discriminado pelas causas que lhe dão origem. 42

43 TIEPI 2017 Previstas Acidentais S. MARIA 0:06 0:53 0:11 0:26 C 0:06 0:53 0:11 0:26 S. MIGUEL 0:34 0:30 0:00 0:00 0:05 0:35 0:00 A 0:38 0:26 0:00 0:00 0:01 B 0:45 0:53 0:10 0:38 C 0:25 0:20 0:00 0:01 0:07 0:59 0:00 TERCEIRA 0:30 1:05 3:12 1:08 0:01 0:01 A 0:21 0:47 2:32 0:26 B 0:12 0:54 3:03 1:24 C 0:43 1:24 3:49 1:40 0:02 0:02 GRACIOSA 0:02 2:48 0:26 2:04 C 0:02 2:48 0:26 2:04 S. JORGE 0:13 2:29 0:10 4:04 0:00 0:16 C 0:13 2:29 0:10 4:04 0:00 0:16 PICO 0:05 2:18 0:04 0:47 C 0:05 2:18 0:04 0:47 FAIAL 0:02 0:11 0:47 1:12 A 0:01 0:02 0:20 C 0:04 0:23 1:37 2:09 FLORES 0:46 0:43 0:06 0:40 C 0:46 0:43 0:06 0:40 CORVO 0:10 1:56 0:23 0:01 C 0:10 1:56 0:23 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 Para além da ilha de Santa Maria, nas ilhas Graciosa, Pico e Corvo, as interrupções previstas por razões de serviço são também o fator mais influente no valor do indicador. Salientase a representatividade das interrupções previstas por razões de serviço nas ilhas do Corvo e do Pico, que contribuem para o indicador TIEPI com, respetivamente, 77,2% e 70,5%. Os eventos excecionais contribuem com 3,7% do valor do indicador na ilha de São Jorge e 0,5% nas zonas de qualidade do tipo C nas ilhas de São Miguel e Terceira. Excluindo eventos excecionais e incidentes nas instalações dos clientes, as zonas de qualidade do tipo B nas ilhas São Miguel e Terceira e do tipo C em São Miguel, Terceira, Graciosa e São Jorge são as que, comparativamente com o ano de 2016, apresentam pior evolução para situações imprevistas. De registar também uma evolução menos favorável nas zonas do tipo A da ilha Terceira e do tipo C das Flores. Nas restantes ilhas e zonas de qualidade de serviço, o TIEPI apresenta evoluções favoráveis, com decréscimos entre 22,5% e 84,2%. Tabela TIEPI - interrupções longas por causa (hh:mm) Em Santa Maria destaca-se o valor do indicador resultante de interrupções por razões de serviço. Em São Miguel, as interrupções que mais contribuem para este indicador, em zonas do tipo A, estão relacionadas com interrupções por acordo com o cliente. Por sua vez, as interrupções por razões de serviço e os incidentes por causas próprias são os que influenciam maioritariamente o tempo deste indicador, respetivamente, para as zonas do tipo B e C. Na ilha Terceira as interrupções que mais contribuem para este indicador estão relacionadas com incidentes por razões de segurança (53,6%). 43

44 MAIFI O MAIFI representa a frequência média de interrupções breves, ou seja, de interrupções com menos de 3 minutos. Na tabela seguinte verifica-se o valor deste indicador no por origem. No valor deste indicador incluem-se os reengates automáticos a defeitos transitórios. MAIFI 2017 Produção EDA Redes EDA Renováveis Outros Transp. Dist. MT S. MARIA 1,2 0,1 1,5 C 1,2 0,1 1,5 Dist. Tabela MAIFI - interrupções curtas por origem (n.º) A maioria destas interrupções têm origem nas redes de média tensão, exceto na ilha do Corvo onde as interrupções com origem nas centrais representam a totalidade do valor do indicador. Nas ilhas Santa Maria (45, 5%), Faial (31,5%), Graciosa (28,6%) e Flores (23,5%), os centros produtores têm também expressão significativa no valor total deste indicador. BT Inst. Cliente S. MIGUEL 0,1 0,2 8,2 0,0 0,0 A 0,8 B 0,0 3,3 C 0,2 0,4 12,2 0,0 0,0 TERCEIRA 0,1 0,6 0,1 12,4 0,0 A 0,5 4,3 B 0,0 6,6 0,1 C 0,2 0,8 0,1 17,5 0,0 GRACIOSA 0,8 2,1 C 0,8 2,1 S. JORGE 0,1 6,9 C 0,1 6,9 PICO 0,7 C 0,7 FAIAL 0,1 0,3 1,0 A 0,7 C 0,2 0,4 1,1 FLORES 0,3 0,3 1,8 C 0,3 0,3 1,8 CORVO 1,0 C 1,0 MAIFI 2017 Previstas Acidentais S. MARIA 1,0 0,3 1,4 C 1,0 0,3 1,4 S. MIGUEL 0,0 1,3 0,4 0,4 1,5 5,0 A 0,5 0,3 B 1,1 0,0 0,0 0,4 1,7 C 0,0 1,6 0,6 0,6 2,3 7,7 TERCEIRA 1,0 0,7 1,0 10,4 0,1 A 0,7 0,5 0,4 3,2 B 0,8 0,2 5,7 C 1,2 0,9 1,4 14,9 0,2 GRACIOSA 0,8 0,8 1,3 C 0,8 0,8 1,3 S. JORGE 2,4 3,4 1,1 0,1 C 2,4 3,4 1,1 0,1 PICO 0,5 0,2 C 0,5 0,2 FAIAL 0,9 0,4 0,1 A 0,5 0,2 C 1,1 0,7 FLORES 1,6 0,5 0,2 C 1,6 0,5 0,2 CORVO 0,3 0,7 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 e nas zonas do tipo C das ilhas do Pico, Faial e Flores. Nas ilhas de Santa Maria, Graciosa e Corvo, a maioria das interrupções curtas devem-se a causas próprias. Na ilha de São Jorge, os incidentes fortuitos ou de força maior são os que mais contribuem para este indicador. 44

45 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 2017, independentemente da origem e causa. SAIFI SANTA MARIA 8,0 11,8 2,9 6,4 3,7 C 8,0 11,8 2,9 6,4 3,7 SAO MIGUEL 4,6 4,9 6,5 4,4 4,4 A 1,1 1,1 1,5 1,2 0,8 B 4,3 2,2 4,0 2,4 3,2 C 6,0 7,1 9,0 6,0 6,0 TERCEIRA 9,6 11,4 10,0 8,4 11,2 A 6,6 6,8 4,5 4,2 7,1 B 6,8 5,6 7,6 6,4 7,4 C 11,7 14,9 13,2 10,9 13,9 GRACIOSA 14,5 9,8 7,2 7,0 14,0 C 14,5 9,8 7,2 7,0 14,0 SAO JORGE 14,8 16,3 13,6 13,7 17,5 C 14,8 16,3 13,6 13,7 17,5 PICO 15,4 21,4 18,4 9,2 5,2 C 15,4 21,4 18,4 9,2 5,2 FAIAL 12,3 9,9 11,8 12,9 10,1 A 7,3 4,5 8,6 7,0 2,0 C 14,8 12,8 13,5 15,9 13,9 FLORES 10,6 9,9 10,8 4,5 4,6 C 10,6 9,9 10,8 4,5 4,6 CORVO 4,0 5,0 9,5 9,8 3,7 C 4,0 5,0 9,5 9,8 3,7 Tabela Evolução do SAIFI - interrupções longas (n.º) Comparativamente com os valores registados em 2016, em 2017 este indicador apresenta evoluções distintas nas diversas ilhas. O SAIFI apresenta reduções nas ilhas de Santa Maria, nas zonas do tipo A da ilha de São Miguel, bem como nas ilhas do Pico, Faial e Corvo. SAIFI 2017 Produção EDA EDA Renováveis Outros Redes Transp. Dist. MT Dist. Tabela SAIFI - interrupções longas por origem (n.º) Na tabela anterior verifica-se que as interrupções com origem nas redes de distribuição em média tensão são as que mais contribuem para o valor da frequência média de interrupções de 2017, nas ilhas Santa Maria, São Miguel, Graciosa, São Jorge, Pico e Flores. Nas ilhas da Terceira, Faial e Corvo os centros produtores assumem essa preponderância. BT Inst. Cliente S. MARIA 1,3 2,4 0,0 C 1,3 2,4 0,0 S. MIGUEL 0,7 1,2 2,3 0,0 0,2 A 0,0 0,1 0,4 0,0 0,3 B 0,5 1,4 1,1 0,2 C 0,9 1,5 3,4 0,0 0,2 TERCEIRA 6,1 2,6 0,5 0,1 1,7 0,0 0,1 A 4,7 1,2 1,1 0,0 0,1 B 4,9 1,1 0,1 1,3 0,1 C 7,1 3,5 0,9 0,2 2,1 0,0 0,1 GRACIOSA 3,7 10,2 0,0 C 3,7 10,2 0,0 S. JORGE 3,5 13,8 0,0 0,1 C 3,5 13,8 0,0 0,1 PICO 1,9 3,2 0,0 0,0 C 1,9 3,2 0,0 0,0 FAIAL 6,0 1,6 2,5 0,0 A 1,3 0,7 0,0 C 8,1 2,4 3,3 0,0 FLORES 0,5 0,3 3,5 0,3 C 0,5 0,3 3,5 0,3 CORVO 3,0 0,7 C 3,0 0,7 Nas restantes ilhas e zonas de qualidade de serviço o indicador cresceu, face a As zonas do tipo A da Terceira, do tipo B da ilha de São Miguel e do tipo C da ilha Graciosa, são as que apresentam maior aumento da frequência média de interrupções. 45

46 SAIFI 2017 Previstas Acidentais S. MARIA 0,1 1,6 1,0 1,1 C 0,1 1,6 1,0 1,1 S. MIGUEL 0,2 0,3 0,0 0,0 0,7 3,1 0,0 A 0,3 0,3 0,0 0,0 0,1 B 0,2 0,3 0,5 2,2 C 0,2 0,3 0,0 0,0 0,9 4,5 0,1 TERCEIRA 0,1 0,3 6,3 4,3 0,0 0,0 A 0,2 0,3 4,3 2,3 B 0,1 0,5 4,1 2,6 C 0,1 0,3 7,8 5,6 0,0 0,0 GRACIOSA 0,0 1,7 3,1 9,1 C 0,0 1,7 3,1 9,1 S. JORGE 0,1 3,5 0,2 11,4 0,0 2,3 C 0,1 3,5 0,2 11,4 0,0 2,3 PICO 0,1 2,1 0,7 2,4 C 0,1 2,1 0,7 2,4 FAIAL 0,0 1,1 4,3 4,7 A 0,0 0,3 1,7 C 0,0 1,7 6,2 6,0 FLORES 0,4 0,8 0,8 2,6 C 0,4 0,8 0,8 2,6 CORVO 0,3 0,3 2,7 0,3 C 0,3 0,3 2,7 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; 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 Exceto 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 de São Jorge. C da ilha Terceira, na ilha Graciosa e nas zonas do tipo C da ilha do Faial. Embora se assista aos incumprimentos referidos, o indicador apresenta melhorias face ao ano transato em Santa Maria, zonas do tipo A em São Miguel, no Pico, nas zonas do tipo A e C do Faial, nas Flores e no Corvo. SAIFI SANTA MARIA 2017 Total Padrão Acidentais C 1,0 1,1 2,0 12,0 SAO MIGUEL A 0,0 0,0 0,1 0,2 4,0 B 0,5 2,2 2,7 8,0 C 0,0 0,9 4,5 5,4 12,0 TERCEIRA A 4,3 2,3 6,7 4,0 B 4,1 2,6 6,7 8,0 C 7,8 5,6 13,4 12,0 GRACIOSA C 3,1 9,1 12,3 12,0 SAO JORGE C 0,2 11,4 11,6 12,0 PICO C 0,7 2,4 3,1 12,0 FAIAL A 0,3 1,7 2,0 4,0 C 6,2 6,0 12,2 12,0 FLORES C 0,8 2,6 3,4 12,0 CORVO C 2,7 0,3 3,0 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) 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 nas zonas do tipo A e 46

47 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 13:25 3:50 1:43 4:28 1:47 C 13:25 3:50 1:43 4:28 1:47 SAO MIGUEL 2:23 2:57 3:02 1:36 1:46 A 0:54 1:13 1:31 1:31 0:58 B 2:58 1:48 2:48 1:17 1:55 C 2:45 3:57 3:38 1:44 2:00 TERCEIRA 5:11 9:06 4:27 4:22 6:36 A 3:47 9:19 2:44 3:32 4:25 B 4:18 4:56 3:47 5:08 6:40 C 6:02 9:52 5:26 4:37 7:41 GRACIOSA 4:47 4:47 5:46 7:23 6:02 C 4:47 4:47 5:46 7:23 6:02 SAO JORGE 12:37 10:16 8:59 6:44 7:45 C 12:37 10:16 8:59 6:44 7:45 PICO 12:11 13:56 9:15 8:04 4:30 C 12:11 13:56 9:15 8:04 4:30 FAIAL 5:52 4:51 9:27 5:59 3:21 A 3:40 2:29 7:49 3:47 0:24 C 6:58 6:05 10:18 7:08 4:41 FLORES 15:55 14:14 9:52 3:03 2:01 C 15:55 14:14 9:52 3:03 2:01 CORVO 0:55 1:14 2:43 6:10 1:58 C 0:55 1:14 2:43 6:10 1:58 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 2016, na ilha de Santa Maria, nas zonas do tipo A de São Miguel, nas ilhas Graciosa, Pico, Faial, Flores e Corvo. Nas restantes ilhas verificam-se crescimentos, com destaque para a ilha Terceira e nas zonas do tipo B em São Miguel. 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. Na ilha da Terceira e zonas do tipo C do 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 2017 Produção EDA EDA Renováveis Outros Redes Transp. Dist. MT Dist. Tabela SAIDI - interrupções longas por origem (hh:mm) Na Tabela 3-25 apresentam-se os valores do indicador SAIDI, para interrupções longas, discriminado por causas, com origem nas redes e centros produtores. Através desta tabela conclui-se que as interrupções previstas por razões de serviço têm um maior peso no valor do indicador em Santa Maria, zonas do tipo B em São Miguel, Graciosa, Pico, Flores e Corvo. As interrupções devidas a causas próprias assumem papel preponderante na duração média de interrupções nas zonas do tipo C da ilha BT Inst. Cliente S. MARIA 0:10 1:33 0:03 C 0:10 1:33 0:03 S. MIGUEL 0:11 0:14 0:54 0:00 0:25 A 0:00 0:02 0:22 0:00 0:32 B 0:10 0:16 1:01 0:26 C 0:14 0:18 1:02 0:00 0:23 TERCEIRA 3:37 0:46 0:04 0:02 1:49 0:01 0:14 A 2:32 0:36 0:53 0:00 0:22 B 3:11 0:28 0:01 2:50 0:08 C 4:15 0:55 0:08 0:03 2:03 0:01 0:12 GRACIOSA 2:15 3:42 0:05 C 2:15 3:42 0:05 S. JORGE 3:34 4:00 0:02 0:08 C 3:34 4:00 0:02 0:08 PICO 0:30 3:55 0:01 0:02 C 0:30 3:55 0:01 0:02 FAIAL 2:13 0:14 0:52 0:01 A 0:11 0:11 0:01 C 3:08 0:20 1:10 0:01 FLORES 0:03 0:01 1:32 0:24 C 0:03 0:01 1:32 0:24 CORVO 0:30 1:28 C 0:30 1:28 47

48 de São Miguel, nas ilhas de São Jorge e do Pico. Na Ilha Terceira, as razões de segurança predominam no indicador SAIDI. SAIDI 2017 Previstas Acidentais S. MARIA 0:05 1:04 0:09 0:29 C 0:05 1:04 0:09 0:29 S. MIGUEL 0:25 0:26 0:00 0:01 0:06 0:46 0:00 A 0:32 0:22 0:00 0:00 0:02 B 0:26 0:40 0:10 0:37 C 0:23 0:22 0:00 0:01 0:07 1:03 0:00 TERCEIRA 0:16 0:55 3:50 1:28 0:03 0:02 A 0:26 0:37 2:48 0:31 B 0:13 1:23 3:16 1:47 C 0:12 0:58 4:27 1:51 0:05 0:04 GRACIOSA 0:06 3:10 0:34 2:10 C 0:06 3:10 0:34 2:10 S. JORGE 0:06 2:54 0:06 4:15 0:01 0:20 C 0:06 2:54 0:06 4:15 0:01 0:20 PICO 0:03 3:14 0:06 1:05 C 0:03 3:14 0:06 1:05 FAIAL 0:01 0:19 1:15 1:44 A 0:01 0:02 0:20 C 0:01 0:28 1:49 2:22 FLORES 0:32 0:43 0:05 0:39 C 0:32 0:43 0:05 0:39 CORVO 0:36 0:51 0:26 0:04 C 0:36 0:51 0:26 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 SAIDI SANTA MARIA 2017 Total Padrão Acidentais C 0:09 0:29 0:38 12:00 SAO MIGUEL A 0:00 0:00 0:02 0:03 3:00 B 0:10 0:37 0:48 5:00 C 0:00 0:07 1:03 1:12 12:00 TERCEIRA A 2:48 0:31 3:20 3:00 B 3:16 1:47 5:03 5:00 C 4:27 1:51 6:19 12:00 GRACIOSA C 0:34 2:10 2:45 12:00 SAO JORGE C 0:06 4:15 4:21 12:00 PICO C 0:06 1:05 1:12 12:00 FAIAL A 0:02 0:20 0:23 3:00 C 1:49 2:22 4:11 12:00 FLORES C 0:05 0:39 0:44 12:00 CORVO C 0:26 0:04 0:30 12: Acidentais Fortuitas força-maior; 23 - Razões segurança; 24 - Causas Próprias Tabela SAIDI - interrupções longas, não abrangidas pelo artigo 13º do RQS (hh:mm) Tabela SAIDI - interrupções longas por causa (hh:mm) Os valores do indicador SAIDI, para interrupções longas, não excecionadas, é apresentada na Tabela 3-26 Com exceção das zonas do tipo A e B da ilha Terceira, onde o padrão foi excedido, respetivamente, por cerca de 20 minutos e de 3 minutos, todas as ilhas respeitaram os padrões estabelecidos para este indicador. 48

49 END O indicador estimativa de energia não distribuída segue, invariavelmente, o comportamento do TIEPI, consequência do seu método/fórmula de cálculo. A tabela seguinte apresenta a END por ilha para interrupções longas, podendo encontrar-se maior desagregação no anexo III. END (MWh) SANTA MARIA 27,7 6,3 2,9 9,0 3,8 SAO MIGUEL 95,5 98,6 115,5 69,2 87,6 TERCEIRA 123,6 189,8 93,7 88,3 129,2 GRACIOSA 6,5 5,2 6,0 10,5 8,3 SAO JORGE 37,6 32,9 22,4 18,4 23,8 PICO 52,3 69,6 43,5 33,8 16,8 FAIAL 27,1 19,6 45,4 27,3 11,8 FLORES 14,8 14,1 9,7 3,5 2,9 CORVO 0,1 0,2 0,5 1,4 0,5 Tabela Estimativa de energia não distribuída (MWh) 49

50 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 2017, na RAA, registaram-se cerca de 1,8 milhões de interrupções em pontos de entrega da rede de baixa tensão, mais 7,9% face ao valor registado em Destas interrupções cerca de 50,9% 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 2017, as interrupções de curta duração apresentam um acréscimo de 6,7% enquanto as interrupções longas cresceram 9,1%, em relação ao ano anterior. Nas ilhas de Santa Maria, Pico, Faial, Flores e Corvo verificou-se uma redução do número de interrupções comparativamente com o número registado em 2016, com variações entre 19,5% e -50,5%. O maior incremento relativo deu-se na ilha da Graciosa (63,7%), verificando-se aumentos entre 7,7% e 47,4% nas restantes ilhas. N.º Interrupções SANTA MARIA Curtas 14,7 15,5 8,7 13,1 11,8 Longas 32,3 42,1 11,1 18,6 12,9 SÃO MIGUEL Curtas 194,5 541,2 483,7 385,6 471,5 Longas 289,5 263,9 358,9 242,3 255,6 TERCEIRA Curtas 271,6 323,5 435,8 365,1 330,4 Longas 282,5 324,4 274,0 224,5 304,2 GRACIOSA Curtas 8,7 27,3 22,2 11,0 9,7 Longas 45,9 29,3 22,1 22,7 45,3 SÃO JORGE Curtas 6,2 21,2 17,8 20,3 42,6 Longas 78,3 89,0 75,3 77,5 101,6 PICO Curtas 17,0 35,8 31,2 19,8 9,0 Longas 151,9 210,1 179,3 92,6 54,9 FAIAL Curtas 5,5 21,3 13,8 13,3 14,3 Longas 92,1 74,0 89,1 99,9 76,8 FLORES Curtas 1,6 12,1 7,3 10,9 6,5 Longas 27,8 22,7 26,9 10,6 10,4 CORVO Curtas 0,1 0,3 Longas 1,8 1,3 2,9 2,8 1,5 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 Santa Maria, Pico, Flores e Corvo, verifica-se um decréscimo tanto em interrupções longas, como no número de interrupções curtas. Em sentido inverso, nas ilhas de São Miguel e São Jorge, ambas tipologias apresentam incrementos, quando comparados com Na ilha do Faial regista um aumento no número de interrupções curtas, e o contrário nas interrupções de longa duração, enquanto nas ilhas Terceira e Graciosa verifica-se o oposto. 50

51 A redução relativa mais acentuada em interrupções curtas ocorreu na ilha do Pico (- 54,6%). As interrupções longas registadas em 2017 são apresentadas na Tabela 3-30, com a desagregação pela causa que lhes dão origem. N.º Interrupções Previstas Imprevistas SANTA MARIA SÃO MIGUEL TERCEIRA GRACIOSA SÃO JORGE PICO FAIAL FLORES CORVO Prev istas Razões Serv iço; 21 - Acidentais Fortuitas força-maior; 23 - Razões segurança; 24 - Causas Próprias; 91 - Ev entos excecionais Fortuitas força-maior/vento Intensidade excecional; 92 - Ev entos excecionais interv enção terceiros Tabela N.º de interrupções longas em PdE da rede BT, na RAA (apenas se apresentam causas com mais de um milhar) Em 2017, as causas próprias são o fator preponderante nas interrupções registadas na maioria das ilhas (São Miguel, Graciosa, São Jorge, Pico, Faial e Flores). Nas ilhas da Terceira e Corvo, as razões de segurança são a causa preponderante. As interrupções previstas por razões de serviço são o fator determinante na ilha de Santa Maria (48,4%), e a segunda maior causa de interrupções nas ilhas do Pico (39,4%) e de São Jorge (22,0%). Nas ilhas de São Jorge e São Miguel, os eventos excecionais têm expressão considerável, 11,8% e 1,4%, respetivamente Indicadores de continuidade BT RAA Quando comparado com o ano anterior, em 2017 verifica-se um decréscimo da duração média de interrupções (SAIDI) em zonas de qualidade do tipo A (-34,0%) e aumentos em zonas do tipo B (78,2%) e C (1,7%). De igual forma, a frequência média de interrupções apresenta valores inferiores em zonas do tipo A (-12,5%) e superiores em zonas do tipo B (45,7%) e C (7,8%). Estas variações incluem interrupções previstas e acidentais. SAIFI EDA A 3,4 3,0 3,2 3,3 2,9 B 4,3 3,0 5,3 3,4 5,0 C 9,4 13,2 12,6 9,6 10,4 SAIDI EDA A 1:37 3:45 2:15 2:11 1:26 B 1:40 2:05 2:37 1:38 2:55 C 5:16 7:25 5:44 4:18 4:22 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. Tanto a duração média de interrupções, como a frequência média de interrupções, para interrupções de longa duração, são maioritariamente decorrentes de interrupções com origem centros produtores. Os centros produtores têm um que peso varia entre 51,1% a 83,2% no caso do SAIDI e entre 53,3% e 82,6% no caso do SAIFI. As redes de distribuição MT são a segunda principal origem das interrupções que constituem os valores destes indicadores. Esta secção analisará sucintamente os indicadores de continuidade de baixa tensão, para as interrupções longas verificadas em

52 SAIFI EDA 2017 Produção EDA EDA Renováveis Outros Redes Transp. Dist. MT Dist. BT Inst. Cliente A 1,9 0,5 0,0 0,0 0,4 0,1 0,0 B 1,9 1,7 0,0 0,0 1,3 0,1 0,0 C 3,5 1,8 0,2 0,1 4,7 0,1 0,0 SAIDI EDA A 0:59 0:12 0:00 0:00 0:08 0:05 0:00 B 1:06 0:23 0:00 0:00 1:18 0:06 0:00 C 1:46 0:25 0:02 0:00 1:58 0:08 0: Total Padrão Acidentais SAIFI EDA A 0,0 1,6 1,1 2,8 4,0 B 0,0 1,6 3,1 4,8 7,0 C 0,0 3,1 5,9 9,0 10,0 SAIDI EDA A 0:00 1:02 0:16 1:18 4:00 B 0:00 1:08 1:21 2:29 6:00 C 0:01 1:17 1:49 3:08 10: Acidentais Fortuitas força-maior; 23 - Razões segurança; 24 - Causas Próprias Tabela Indicadores de continuidade de serviço BT da RAA, para interrupções longas, por origem (SAI-FI n.º; SAIDI hh:mm) SAIFI EDA 2017 Previstas Acidentais A 0,1 0,0 1,6 1,1 0,0 0,0 B 0,0 0,3 0,0 1,6 3,1 C 0,0 1,1 0,0 3,1 5,9 0,0 0,0 0,2 0,0 SAIDI EDA A 0:07 0:00 1:02 0:16 0:00 0:00 B 0:00 0:25 0:00 1:08 1:21 C 0:00 1:10 0:01 1:17 1:49 0:00 0:00 0:01 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; 30 - Deficiência na instalação do cliente (a faturar); 91 - Ev entos excecionais Fortuitas força-maior/vento Intensidade excecional; 92 - Ev entos excecionais interv enção terceiros 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. 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, em zonas de qualidade de serviço do tipo B e C, as causas próprias são predominantes. Nas zonas de qualidade do tipo A, tanto para o indicador SAIFI como para o SAIDI, as razões de segurança são o fator mais relevante, sendo as causas próprias o segundo fator mais significativo. 52

53 Indicadores BT ilhas SAIFI SAIFI 2017 Produção EDA EDA Renováveis Redes Outros Transp. Dist. MT Dist. BT Inst. Cliente 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 8,8 12,9 3,4 5,9 4,0 SÃO MIGUEL A 0,8 0,6 1,2 1,2 0,3 B 3,5 1,8 3,9 2,1 3,8 C 5,5 7,2 9,3 6,4 6,6 TERCEIRA A 6,1 5,9 3,8 4,1 7,2 B 7,6 7,3 9,8 8,1 9,2 C 10,8 18,9 15,8 12,7 16,9 GRACIOSA C 14,4 10,0 7,7 8,0 16,0 SÃO JORGE C 13,8 18,5 15,7 16,6 21,4 PICO C 16,5 26,3 22,6 11,8 6,9 FAIAL A 7,5 6,0 10,0 9,7 3,9 C 15,6 14,8 15,6 19,2 17,3 FLORES C 11,9 10,9 12,7 5,1 5,0 CORVO C 7,1 5,6 13,0 12,7 6,5 Tabela Evolução do SAIFI BT - interrupções longas (n.º) SANTA MARIA C 1,4 2,5 0,0 0,0 SÃO MIGUEL A 0,0 0,1 0,1 0,1 0,0 B 0,6 1,8 1,2 0,1 0,0 C 1,0 1,7 3,8 0,1 0,0 TERCEIRA A 4,8 1,3 0,0 0,0 0,9 0,2 B 6,2 1,3 0,0 0,0 1,6 0,1 C 8,6 4,4 1,1 0,3 2,3 0,2 GRACIOSA C 4,4 11,5 0,1 SÃO JORGE C 4,2 17,1 0,1 0,0 PICO C 2,5 4,2 0,2 FAIAL A 3,1 0,1 0,7 0,0 0,0 C 9,9 3,3 4,1 0,0 0,0 FLORES C 0,6 0,5 4,0 0,0 CORVO C 4,8 1,2 0,5 Tabela SAIFI BT - interrupções longas, por origem (n.º) Em 2017, de forma global, verifica-se uma redução deste indicador nas zonas A de São Miguel e Faial, nas ilhas do Corvo, Pico, Santa Maria, zonas C da ilha do Faial e nas Flores. Nas restantes ilhas e zonas de qualidade registou-se um aumento do indicador SAIFI, mais significativo na ilha Graciosa (100,8%), zonas B de São Miguel (81,7%) e zonas A na ilha Terceira (73,0%). 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. 53

54 SAIFI SANTA MARIA 2017 Previstas Acidentais C 1,9 0,0 1,1 1,0 0,0 SÃO MIGUEL A 0,1 0,0 0,0 0,2 B 0,0 0,1 0,0 0,6 3,0 C 0,0 0,4 0,0 1,0 5,1 0,1 TERCEIRA A 0,3 4,8 2,1 B 0,7 5,0 3,5 C 0,3 0,0 9,6 7,0 0,0 GRACIOSA C 1,7 0,0 3,7 10,6 SÃO JORGE C 0,0 4,7 0,0 0,2 13,9 2,6 PICO C 2,7 0,0 1,0 3,2 FAIAL A 0,0 1,1 2,8 0,0 0,0 C 2,2 8,0 7,2 0,0 0,0 FLORES C 0,0 0,8 1,0 3,2 CORVO C 0,0 1,2 3,6 1, 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; 30 - Deficiência na instalação do cliente (a faturar); 91 - Ev entos excecionais Fortuitas força-maior/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. Nas zonas de qualidade do tipo A e B da ilha de São Miguel, nas ilhas Terceira, Faial e Corvo, a origem das interrupções são maioritariamente nos centros produtores. Nas restantes ilhas, a maioria da frequência média de interrupções tem origem nas redes de distribuição MT. Nas zonas A (51,4%), B (79,9%) e C (77,4%) da ilha de São Miguel, nas zonas do tipo A do Faial (72,7%), nas ilhas Graciosa (66,1%), São Jorge (65,1%), Flores (63,9%) e Pico (46,3%), o motivo que predomina no valor do indicador SAIFI são as causas próprias. Nas restantes ilhas e zonas de qualidade de serviço, o resultado deste indicador decorre, maioritariamente, de interrupções acidentais por razões de segurança. A ilha de Santa Maria constitui-se como exceção, onde as interrupções previstas por razões de serviço são as mais relevantes no valor do indicador em questão. Os eventos excecionais têm impacto significativo na ilha de São Jorge e nas zonas do tipo C da ilha de São Miguel, com valores relativos, respetivamente, de 11,9% e 1,6% do valor total do indicador. SAIFI SANTA MARIA 2017 Total Padrão Acidentais C 0,0 1,1 1,0 2,0 13,0 SÃO MIGUEL A 0,0 0,0 0,2 0,3 4,0 B 0,0 0,6 3,0 3,7 9,0 C 0,0 1,0 5,1 6,1 13,0 TERCEIRA A 4,8 2,1 6,9 4,0 B 5,0 3,5 8,5 9,0 C 0,0 9,6 7,0 16,5 13,0 GRACIOSA C 0,0 3,7 10,6 14,3 13,0 SÃO JORGE C 0,0 0,2 13,9 14,1 13,0 PICO C 0,0 1,0 3,2 4,2 13,0 FAIAL A 0,0 1,1 2,8 3,9 4,0 C 8,0 7,2 15,1 13,0 FLORES C 1,0 3,2 4,3 13,0 CORVO C 3,6 1,7 5,3 13, Acidentais Fortuitas força-maior; 23 - Razões segurança; 24 - Causas Próprias Tabela 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 para cada uma das ilhas da RAA na Tabela

55 Na generalidade das ilhas e zonas de qualidade o padrão estabelecido foi cumprido. Registaram-se 5 exceções: zonas do tipo A e C na ilha Terceira e zonas do tipo C nas ilhas da Graciosa, São Jorge e 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 2016, 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 nas zonas do tipo B da ilha de São Miguel (103,1%) e Terceira (67,3%) e nas zonas do tipo C da ilha Terceira (59,2%). As ilhas e zonas que apresentam melhorias mais significativas, em valor relativo, deste indicador, são as zonas do tipo A do Faial (-82,5%) e de São Miguel (-75,7%), as ilhas do Corvo (-60,3%), do Pico (- 41,6%), de Santa Maria (-37,5%) e as zonas C da ilha do Faial (-31,2%). SAIDI SANTA MARIA C 12:43 4:05 1:45 2:40 1:40 SÃO MIGUEL A 0:13 0:20 0:28 0:24 0:05 B 1:05 0:59 2:08 0:37 1:16 C 1:46 3:16 2:58 1:17 1:36 TERCEIRA A 3:09 10:19 2:24 4:07 4:10 B 3:57 5:48 4:17 5:07 8:35 C 4:28 11:41 6:39 5:05 8:05 GRACIOSA C 4:07 3:43 3:24 8:08 7:08 SÃO JORGE C 11:39 10:29 10:29 7:45 9:20 PICO C 13:40 16:20 11:27 10:47 6:18 FAIAL A 3:47 2:48 8:43 4:47 0:50 C 7:22 7:14 11:54 8:36 5:55 FLORES C 13:26 14:23 9:02 2:27 1:50 CORVO C 3:21 1:38 5:03 10:42 4:15 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 2017 nas ilhas de Santa Maria, zonas B e C de São Miguel, nas ilhas Graciosa, São Jorge, Pico, Flores e Corvo. Nas restantes ilhas e zonas foram os centros produtores que mais pesaram na duração do indicador, com destaque para as zonas A (85,3%) e C (77,9%) da Terceira e zonas A (74,5%) e C (75,0%) do Faial. 55

56 SAIDI 2017 SANTA MARIA Produção EDA EDA Renováveis Outros Redes Transp. Dist. MT Dist. Tabela SAIFI BT - interrupções longas, por origem (hh:mm) Em 2017, 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 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, São Jorge, Faial e Flores. As razões de segurança representam o maior peso no indicador da ilha da Terceira. BT Inst. Cliente C 0:10 1:25 0:03 0:00 SÃO MIGUEL A 0:01 0:02 0:00 0:01 0:00 B 0:11 0:21 0:36 0:06 0:00 C 0:16 0:21 0:52 0:05 0:00 TERCEIRA A 2:56 0:36 0:00 0:00 0:22 0:13 B 4:13 0:33 0:00 0:00 3:42 0:05 C 4:57 1:09 0:11 0:04 1:28 0:14 GRACIOSA C 2:36 4:12 0:18 SÃO JORGE C 4:15 4:54 0:10 0:00 PICO C 0:42 5:25 0:11 FAIAL A 0:36 0:00 0:10 0:02 0:00 C 3:58 0:27 1:25 0:03 0:00 FLORES C 0:04 0:02 1:37 0:06 CORVO C 0:49 3:10 0:14 SAIDI SANTA MARIA 2017 Previstas Acidentais C 1:08 0:00 0:09 0:21 0:00 SÃO MIGUEL A 0:00 0:00 0:01 0:03 B 0:00 0:03 0:00 0:13 0:59 C 0:00 0:09 0:02 0:09 1:15 0:00 TERCEIRA A 0:24 3:15 0:30 B 1:40 4:15 2:38 C 0:29 0:00 5:16 2:15 0:03 GRACIOSA C 3:36 0:11 0:42 2:37 SÃO JORGE C 0:00 3:40 0:00 0:07 5:08 0:23 PICO C 4:35 0:01 0:09 1:32 FAIAL A 0:00 0:16 0:33 0:00 0:00 C 0:36 2:23 2:55 0:00 0:00 FLORES C 0:02 0:49 0:06 0:51 CORVO C 0:00 3:10 0:39 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; 30 - Deficiência na instalação do cliente (a faturar); 91 - Ev entos excecionais Fortuitas força-maior/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

57 SAIDI SANTA MARIA 2017 Total Padrão Acidentais C 0:00 0:09 0:21 0:31 12:00 SÃO MIGUEL A 0:00 0:01 0:03 0:05 4:00 B 0:00 0:13 0:59 1:12 6:00 C 0:02 0:09 1:15 1:26 12:00 TERCEIRA A 3:15 0:30 3:45 4:00 B 4:15 2:38 6:54 6:00 C 0:00 5:16 2:15 7:32 12:00 GRACIOSA C 0:11 0:42 2:37 3:31 12:00 SÃO JORGE C 0:00 0:07 5:08 5:16 12:00 PICO C 0:01 0:09 1:32 1:43 12:00 FAIAL A 0:00 0:16 0:33 0:50 4:00 C 2:23 2:55 5:18 12:00 FLORES C 0:06 0:51 0:58 12:00 CORVO C 0:39 0:24 1:04 12: Acidentais Fortuitas força-maior; 23 - Razões segurança; 24 - Causas Próprias Tabela 3-42 SAIFI BT, para interrupções longas, não abrangidas pelo artigo 13º do RQS (hh:mm) Pela análise da tabela anterior verifica-se que, ao nível da duração média de interrupções, os padrões definidos no RQS para cada zona de qualidade de serviço foram cumpridos em todas as zonas e ilhas, exceto nas zonas do tipo B da ilha Terceira. 57

58 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 2017, verificaram-se 813 situações de incumprimento dos padrões individuais de qualidade de serviço. Este número representa cerca de 0,7% do número de clientes da EDA. Das 9 ilhas que compõem o arquipélago dos Açores, 4 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 96,8%, e verificaram-se nas ilhas da Terceira, Faial, Pico e São Miguel com 53,9%, 45,8%, 0,2% e 0,1%, respetivamente. 58

59 Zona Número Duração Total BT <= 20,7 BT > 20,7 MT BT <= 20,7 BT > 20,7 MT SÃO MIGUEL A 1 1 TERCEIRA A B FAIAL A PICO C 2 2 Total EDA Tabela Número total de compensações Zona Número Duração Total BT <= 20,7 BT > 20,7 MT BT <= 20,7 BT > 20,7 MT SÃO MIGUEL A 4 4 TERCEIRA A B FAIAL A PICO C 3 3 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 3,2% do número de situações de incumprimento, representa, cerca de, 44,7% do valor das compensações. Número de compensações Montante ( ) Zona Número Duração Total Número Duração Total TERCEIRA B 7 7 0,89 0,89 Total EDA 7 7 0,89 0,89 Tabela Compensações que revertem para o fundo de reforço de investimento 59

60 De acordo com a tabela anterior, de forma a melhorar a qualidade de serviço, verificase que 0,89 do total de reverteram para o Fundo de Reforço dos Investimentos das respetivas zonas. Das 813 situações de clientes com direito a indemnização, 806 deram, efetivamente, origem a compensação a clientes enquanto 7 reverteram para o Fundo de Reforço dos Investimentos das respetivas zonas. De acordo com a Tabela 3-48, na Região Autónoma dos Açores, em 2017, registaram-se 2 situações onde ocorreram incumprimentos de duração e número em simultâneo. Zona BT <= 20,7 BT > 20,7 MT Total Número Duração Número Duração Número Duração TERCEIRA A 2 2 Total EDA 2 2 Tabela Nº de situações com incumprimentos de duração e número em simultâneo 60

61 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 2017 resulta do plano de monitorização desenvolvido pela EDA para os anos , de acordo com o RQS da RAA em vigor. A EDA propôs-se a efetuar a monitorização da qualidade da onda de tensão em 2017 nos pontos da sua rede de transporte e distribuição apresentados na Tabela 4-1 e na Tabela 4-2, em 53 instalações (29 SE/PS e 24 PTDs) durante 52 semanas. Foram utilizados 60 equipamentos para monitorizados 81 pontos das redes elétricas dos Açores, dos quais 57 foram na AT/MT e os restantes 24 na BT. As medições efetuadas, cujos principais resultados são resumidos a seguir, mostram que nas instalações da EDA, são, genericamente, observados os valores de referência adotados para os parâmetros da qualidade da onda de tensão pelo RQS e pela EN

62 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 AEROPORTO 10 (B1+B2) 2017 S.MIGUEL RIBEIRA GRANDE SE CT CALDEIRÃO S.MIGUEL RIBEIRA GRANDE SE CALDEIRÃO 30 (B1+B2) 2017 S.MIGUEL PONTA DELGADA SE MILHAFRES 30 (B1+B2) 2017 S.MIGUEL PONTA DELGADA SE PONTA DELGADA 10 (B1+B2) 2017 S.MIGUEL PONTA DELGADA SE S. ROQUE 10 (B1+B2) 2017 S. MIGUEL PONTA DELGADA SE AEROPORTO 10 (B1+B2) 2017 S. MIGUEL LAGOA SE LAGOA 30/10 (B1+B2) 2017 S. MIGUEL RIBEIRA GRANDE SE FOROS 60/30/10 (B1+B2) 2017 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 PRAIA DA VITÓRIA SE PRAIA DA VITÓRIA 15/30 (B1 + B2) TERCEIRA ANGRA DO HEROÍSMO SE VINHA BRAVA 15 (B1 + B2) 2017 TERCEIRA ANGRA DO HEROÍSMO SE ANGRA HEROÍSMO 15 (B1 + B2) 2017 TERCEIRA PRAIA DA VITÓRIA SE LAJES 15 (TP3 + TP4)/ 6.9 (B1 + B2) 2017 TERCEIRA PRAIA DA VITÓRIA SE QUATRO RIBEIRAS 15 (B1 + B2) 2017 TERCEIRA PRAIA DA VITÓRIA PS SERRA CUME 30 (B1 + B2)

63 Ilha Concelho Instalação Nome Barramento Ano GRACIOSA S.C. GRACIOSA SE CT QUITADOURO S. JORGE VELAS SE CT CAMINHO NOVO PICO S. ROQUE DO PICO 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 15 (B1 + B2) 2017 FLORES LAJES DAS FLORES SE CT LAJES FLORES SANTA CRUZ DAS FLORES SE CH. ALÉM FAZENDA 15 (B1 + B2) 2017 FLORES SANTA CRUZ DAS FLORES PS SANTA CRUZ 15 (B1 + B2) 2017 CORVO CORVO SE CT CORVO Tabela Pontos de monitorização Redes de transporte e distribuição em AT e MT 63

64 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 1PT0051 PT Pedras São Pedro R 79,1% (*); I+S 20,9% (*) S. MIGUEL A PONTA DELGADA 2PT0398 PT A. M. Furtado S.MIGUEL C PONTA DELGADA 2PT0117 PT Covoada R 83,9% (*); I+S 16,1% (*) R 94,9% (*); I+S 5,1% (*) S.MIGUEL B RIB. GRANDE 2PT0329 PT Av. Luis Camões R 63,0% (*); I+S 37% (*) S.MIGUEL C RIB. GRANDE 2PT0015 PT Igreja Santa Bárbara R 85,6% (*); I+S 14,4% (*) S.MIGUEL B LAGOA 2PT0462 PT Lot. Cabo da Vila R 77,0% (*); I+S 23,0% (*) S.MIGUEL C V.F.CAMPO 2PT0025 PT Rua do General R 62,2% (*); I+S 37,8% (*) S.MIGUEL C POVOAÇÃO 2PT0360 PT Hotel do Mar S.MIGUEL C NORDESTE 2PT0125 PT Lomba da Cruz TERCEIRA A A.HEROÍSMO 3PT0103 PT Melancólicos TERCEIRA C A.HEROÍSMO 3PT0039 PT Altares TERCEIRA B P.VITÓRIA 3PT0123 PT Largo da Cruz R 44,6% (*); I+S 55,4% (*) R 88,5% (*); I+S 11,5% (*) R 78,6% (*); I+S 21,4% (*) R 82,9% (*); I+S 17,1% (*) R 59,4% (*); I+S 40,6% (*) TERCEIRA C P.VITÓRIA 3PT0074 PT Ribeira dos Pães R 89,5% (*); I+S 10,5% (*) GRACIOSA C S.C. DA GRACIOSA 4PT0019 PT Fenais R 97,3% (*); I+S 2,7% (*) S JORGE C VELAS 5PT0002 PT Av. Livramento R 75,6% (*); I+S 24,4% (*) S. JORGE C CALHETA 5PT0040 PT Santo Antão R 86,2% (*); I+S 13,8% (*) PICO C S. ROQUE 6PT0015 PT Lajido PT Ramal Sta. PICO C LAJES 6PT0079 Cruz R 88,5% (*); I+S 11,5% (*) R 90,2% (*); I+S 9,8% (*)

65 Ilha Zona geográfica Concelho Instalação Nome Tipo de carga Potência instalada Ano PICO C MADALENA 6PT0018 PT Cabeço Chão FAIAL A HORTA 7PT0002 PT Angústias FAIAL C HORTA 7PT0012 PT Pedro Miguel R 84,5% (*); I+S 15,5% (*) R 64,8% (*); I+S 35,2% (*) R 85,1% (*); I+S 14,9% (*) FLORES C S. CRUZ DAS FLORES 8PT0018 PT Boqueirão R 46,8% (*); I+S 53,2% (*) FLORES C LAJES 8PT0022 PT Urb. Ângelo Freitas Henriques R 69,0% (*); I+S 31,0% (*) 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 Pontos de monitorização Rede de distribuição em BT Observações ao plano de monitorização 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 Taxa de realização do Plano de Monitorização A taxa de realização global do plano de monitorização para o ano de 2017 foi de 85,4%. Desagregando por níveis de tensão, para a média/alta tensão a taxa de realização ficou-se pelos 87,8%, enquanto que essa taxa foi de 79,9% na baixa tensão Semanas não consideradas no relatório A EN50160, define, descreve e especifica, no ponto de entrega, do utilizador da rede, as características principais da tensão fornecida por uma rede de distribuição pública em baixa tensão, média tensão e alta tensão C.A. em condições de exploração normais. Esta Norma não se aplica em condições anormais de exploração, incluindo: condições de alimentação provisórias para manter os utilizadores da rede alimentados, a seguir a uma avaria, durante os trabalhos de manutenção ou de construção na rede ou para minimizar a extensão e a duração de uma interrupção de alimentação. Por esta razão não foram consideradas os seguintes dias para as seguintes instalações: Ilha de São Miguel: 2PT0117, 16 novembro (SGI ); 65

66 Ilha Graciosa: 4PT0019, 20 junho (SGI ); Ilha das Flores: 8PT0022, 7 a 9 de março (SGI , ) 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), os valores máximos e mínimos e todos os percentis são normalizados de acordo com a expressão: 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: 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: 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: 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. 66

67 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 da seguinte situação de inconformidade descrita de seguida Ilha do Corvo Para a baixa tensão, foi registado o incumprimento numa das semanas selecionadas na instalação 9PT0001, no período de 17 a 23 de julho de 2017, correspondente à semana mais desfavorável. Na semana mais desfavorável, o percentil 95% da severidade de longa duração da tremulação (Plt) ultrapassou o valor unitário nas três fases, atingindo o valor máximo de 1,05, com uma taxa mínima de cumprimento nas três fases de 91,67%. Os valores de tremulação não regulamentares advêm das características do sistema elétrico existente na ilha do Corvo, cuja potência de curto-circuito é muito baixa, resultando em 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, com exceção da seguinte situação de inconformidade descrita de seguida Ilha de São Miguel Foi registada uma semana de inconformidade, de 30 de janeiro de 2017 a 5 de fevereiro de 2017 (semana mais desfavorável), em relação à tensão harmónica de ordem 15 na baixa tensão do 2PT0398 A. M. Furtado. A inconformidade foi observada em apenas uma das fases, correspondente a um percentil 95% de 0,527, com uma taxa de cumprimento de 92,163%. Não foi possível identificar a causa da inconformidade verificada 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]. 67

68 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 (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. Baixa Tensão Na Tabela 4-4 são classificadas as cavas registadas no 1PT0051 PT Pedras São Pedro conforme EN 50160:2010 para a Baixa Tensão, tendo-se registado no total 11 cavas, das quais cinco (45,45%) 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 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 50 cavas de tensão. A maioria das cavas registadas na Média Tensão (72% 36 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. 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 média tensão na Ilha de Santa Maria 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 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 188 cavas, sendo que a maioria (68,09% 128 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 15 (8%) poderão ser consideradas como mais severas de acordo com [2] zona sombreada a vermelho. 68

69 As 15 cavas mais severas foram registadas na sequência de interrupções em linhas de distribuição MT, do tipo acidental e classificadas quanto à causa da seguinte forma: 80% (12) causa própria: 25% relacionadas com um defeito na linha Lagoa Vila Franca, com consequente interrupção das linhas a jusante na SE Vila Franca (Vila Franca Ponta Garça, Vila Franca 01, Vila Franca 02, Vila Franca 03 e Vila Franca Furnas) e no PT 437 Furnas (Furnas 01 e Furnas Povoação) (SGI ); 25% com origem num defeito na linha MT Foros Ribeirinha, que provocou a saída de paralelo da Central Geotérmica do Pico Vermelho e consequente deslastre de cargas das linhas Foros Nordeste, Milhafres Capelas e Milhafres Sete Cidades (SGI ); 50% devido a um defeito na linha MT Vila Franca Furnas e consequente interrupção das linhas a jusante no PT 437 Furnas (Furnas 01 e Furnas Povoação) (SGI ). 20% (3) causa fortuita, considerada excecional, resultante de um defeito na linha MT Vila Franca Furnas devido a vento de grande intensidade (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 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 1208 cavas, sendo que a maioria destas (67,88% 820 cavas) está dentro da área de imunidade para as classes 2 e 3 de equipamentos definida no anexo B da EN50160 e que apenas 1,08% (13) poderão ser consideradas como mais severas de acordo com [2] zona sombreada a vermelho. As 13 cavas mais severas surgiram na sequência de interrupções com origem na distribuição MT e classificadas como do tipo acidental: 85% (11) com causa própria, resultantes de defeitos nas seguintes linhas MT: Foros Ribeirinha, que provocou a saída de paralelo da Central Geotérmica do Pico Vermelho e consequente deslastre de cargas das linhas Foros Nordeste, Milhafres Capelas e Milhafres Sete Cidades (SGI ); 69

70 Lagoa Vila Franca (SGI e ); Vila Franca Furnas (SGI e ); Milhafres Sete Cidades e Milhafres Capelas (SGI ). 15% (2) com causa fortuita, considerada excecional, resultante de um defeito na linha MT Vila Franca Furnas devido a vento de grande intensidade (SGI ). De salientar que a maioria das cavas mais severas foi registada na SE Vila Franca (9 cavas). 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 Apenas 0,75% das cavas (3) poderão ser consideradas como mais gravosas conforme [2], tendo origem em duas interrupções em linhas de distribuição MT a 30 kv de saída da SE Foros, classificadas como do tipo acidental e causa própria: 2 das cavas mais severas surgiram na sequência de um defeito na linha MT Foros Ribeirinha, que provocou a saída de paralelo da Central Geotérmica do Pico Vermelho e consequente deslastre de cargas das linhas Foros Nordeste, Milhafres Capelas e Milhafres Sete Cidades (SGI ); A outra cava surgiu como consequência de um defeito na linha MT Foros Nordeste provocado por um problema no seccionador 2261 Pico Calvo (SGI ). As cavas mais severas foram registadas nos seguintes postos de transformação (uma por PT): 2PT0015, 2PT0125 e 2PT0360. Tensão Duração t (ms) residual 10 < t 200 < t 500 < t 1000 < t 5000 < t U (%) <= 200 <= 500 <= 1000 <= 5000 <= > u >= Tabela 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 398 cavas de tensão registadas, a maioria (71,11% 283 cavas) está dentro da área de imunidade para as classes 2 e 3 de equipamentos definida no anexo B da EN > u >= > u >= > u >= > u Tabela Cavas na baixa tensão na Ilha de São Miguel 70

71 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 cavas de tensão na Média Tensão na ilha Terceira, sendo que a maioria destas (77,32% 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 4,31% (77) das cavas de tensão poderão ser consideradas mais gravosas conforme [2], tendo surgido na sequência de interrupções classificadas como do tipo acidental e com causa e origem definidas do seguinte modo: 66% (51) com causa própria e origem distribuição MT, na sequência das seguintes ocorrências: 69% destas (35) originadas por um defeito entre fases na linha MT Praia da Vitória 02, na SE Praia da Vitória, devido a uma avaria no PT 1198 Nortenha Porto da Praia (SGI e ); As restantes 31% (16) resultaram na sequência da atuação de uma função de proteção que promoveu a abertura do disjuntor da linha MT Vinha Brava TERAMB, com motivos desconhecidos (SGI ). 34% (26) com causa razões de segurança e origem produção EDA, resultantes de avarias mecânicas nos grupos geradores na Central Termoelétrica Belo Jardim que resultaram em deslastres de linhas MT por mínima frequência (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 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 255 cavas na Baixa Tensão da ilha Terceira e que a maioria (74,90% 191 cavas) destas cavas está dentro da área de imunidade para as classes 2 e 3 de equipamentos definida no anexo B da EN Verifica-se, também, que apenas 3,14% (8) das cavas registadas na Baixa Tensão poderão ser consideradas como mais gravosas de acordo com [2], tendo origem na distribuição MT, do tipo acidental e causa própria, na sequência das seguintes indisponibilidades: Defeito entre fases na linha MT Praia da Vitória 02, na SE Praia da Vitória, originado por uma avaria no PT 1198 Nortenha Porto da Praia (SGI ); 71

72 Atuação de uma função de proteção que promoveu a abertura do disjuntor da linha MT Vinha Brava TERAMB, com motivos desconhecidos (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 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 104 cavas de tensão registadas na Tabela 4-10, a maioria (60,58% 63 cavas) está dentro da área de imunidade para as classes 2 e 3 de equipamentos definida no anexo B da EN50160 e cerca de 7,69% (8) podem ser consideradas como mais severas, conforme [2]. As 8 cavas consideradas como mais severas surgiram na sequência de indisponibilidades classificadas quanto à origem, tipo e causa da seguinte forma: 62,5% (5) com origem na distribuição MT, do tipo acidental e causa própria: Defeito entre fases na linha Quitadouro Guadalupe 01, que originou um apagão geral (SGI ); Disparo geral provocado pela sobrecarga da linha Quitadouro Santa Cruz 01 (SGI ). A sobrecarga surgiu porque foi necessário alimentar todas as linhas de distribuição na SE Quitadouro através da linha Quitadouro Santa Cruz 01, durante trabalhos na subestação do Quitadouro; Defeito na linha MT Quitadouro Guadalupe 02 que provocou a paragem do grupo térmico 8 e consequente disparo das linhas MT Quitadouro Guadalupe 01 e Quitadouro Santa Cruz 02 (SGI ). 12,5% (1) com origem na produção EDA, do tipo acidental e causa razões de segurança: apagão geral causado por avaria no grupo térmico 8 (SGI ); 25% (2 cavas) das cavas severas resultaram de perturbações na rede em 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 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, relativamente ao 4PT

73 Fenais. Foram registadas no total 19 cavas, sendo que a maioria destas (47,37% 9 cavas) está dentro da área de imunidade para as classes 2 e 3 de equipamentos definida no anexo B da EN Também se pode concluir que nenhuma das cavas pode ser considerada como mais severa que todas as outras, segundo [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 Cavas na baixa tensão na Ilha Graciosa 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 140 cavas, sendo que a maioria destas (68,57% 96 cavas) está dentro da área de imunidade para as classes 2 e 3 de equipamentos definida no anexo B da EN Também se pode concluir que apenas 2,14% (3) das cavas registadas podem ser consideradas como mais severas, segundo [2]. As três cavas mais severas resultaram de indisponibilidades na rede elétrica, classificadas quanto à origem, tipo e causa da seguinte forma: 2 das cavas severas com origem produção EDA, do tipo acidental e causa própria: Disparo geral provocado por avaria nos transformadores de tensão do grupo térmico 8 na central térmica Caminho Novo (SGI ); Disparo do disjuntor da linha Relvinha Fajã Grande por deslastre de frequência, devido a erro de manobra (SGI ). A outra cava severa teve origem na distribuição MT, sendo do tipo acidental e causa própria: defeito fase-terra na linha Caminho Novo Relvinha 2 (SGI ). Tensão Duração t (ms) residual 10 < t 200 < t 500 < t 1000 < t 5000 < t U (%) <= 200 <= 500 <= 1000 <= 5000 <= > u >= > u >= > u >= > u >= > u Tabela 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 130 cavas, sendo estas distribuídas aproximadamente da mesma forma pelos dois PT monitorizados: 60 foram observadas no 5PT0002 e as restantes 70 no 5PT0040. A análise à Tabela 4-13 permite concluir que a maioria das cavas registadas (66,92% - 87 cavas) está dentro da área de imunidade 73

74 para as classes 2 e 3 de equipamentos definidas no anexo B da EN50160 e que 16,15% (21) podem ser consideradas mais severas que todas as outras, conforme [2]. A maioria das cavas severas, cerca de 71%, foram observadas no 5PT0040. As 21 cavas mais severas surgiram na sequência de interrupções com origem na distribuição MT, sendo todas de tipo acidental e causa própria: 43% (9) surgiram na sequência de defeitos (fase-fase e fase-terra) na linha Caminho Novo São Pedro (SGI , , , , , , , e ); 47% (10) na sequência de defeitos detetados na proteção elétrica conjunta das linhas Caminho Novo Relvinha 1 / Caminho Novo Manadas (SGI e ); 5% (1) resultou do disparo por proteção homopolar das linhas Caminho Novo Relvinha 1 / Caminho Novo - Manadas e Caminho Novo Relvinha 2, após a abertura do seccionador 2049 Urzelina (SGI ); 5% (1) na sequência de um defeito na linha Caminho Novo Relvinha 1 (SGI ). Neste caso, a linha Caminho Novo Manadas encontrava-se a ser alimentada pela linha Caminho Novo Relvinha 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 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 143 cavas de tensão, sendo a sua maioria (63,64% 91 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 uma cava mais severa, conforme [2], registada na subestação das Lajes, relativo ao barramento de 15 kv. Esta cava mais severa surgiu na sequência de uma indisponibilidade com origem na distribuição MT, classificada como do tipo acidental e causa própria: defeito na linha Lajes São Mateus, devido a uma ligação inadvertida à terra no PT 1052 (SGI ). 74

75 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 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 29 cavas de tensão, das quais 65,52% (19) estão dentro da área de imunidade para as classes 2 e 3 de equipamentos definida no anexo 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 Cavas na baixa tensão na Ilha do Pico Ilha do Faial Média Tensão Na Tabela 4-16 são classificadas as cavas para o ano 2017, conforme EN 50160:2010, para a Média Tensão da ilha do Faial, constatando-se que foram registadas 30 cavas. A maioria das cavas de tensão (86,67% 26 cavas) está dentro da área de imunidade para as classes 2 e 3 de equipamentos definida no anexo B da EN Nenhuma das cavas registadas pode ser considerada como mais gravosa, 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 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 15 cavas. Da análise à referida tabela conclui-se que a maioria (73,33% - 11) das cavas registadas na Baixa Tensão está dentro da área de imunidade para as classes 2 e 3 de equipamentos definida no anexo B da EN Das quinze cavas registadas na Baixa Tensão, apenas uma (6,67%) pode ser considerada como mais gravosa, conforme [2], 75

76 tendo esta origem na distribuição MT, classificada como do tipo acidental e causa própria, resultante de um defeito na linha Santa Bárbara 05 devido a um cabo subterrâneo destruído por terceiros (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 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 111 cavas registadas, a maioria (80,18% 89 cavas) está dentro da área de imunidade para as classes 2 e 3 de equipamentos definida no anexo B da EN Observa-se que nenhuma das cavas poderá ser considerada como mais gravosas, conforme [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 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 32 cavas, sendo que a maioria (96,88% 31 cavas) foi registada dentro da área de imunidade para as classes 2 e 3 de equipamentos definida no anexo B da EN De acordo com [2], apenas uma das cavas registadas na Tabela 4-19 pode ser considerada como mais severa, tendo esta sido registada no 8PT0022 Urb. Ângelo Freitas Henriques na sequência de uma indisponibilidade com origem na distribuição MT, classificada como do tipo acidental e causa própria, como consequência de um disparo por atuação de função de proteção relativa à linha Santa Cruz 02, no PS 5 Santa Cruz. Na sequência do disparo da linha Santa Cruz 02, ocorreu o disparo, por atuação da função de proteção Weak Infeed, da linha de transporte Lajes Santa Cruz 02, o que provocou a interrupção das restantes linhas de distribuição no PS 5 Santa Cruz (SGI ). 76

77 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 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 29 cavas, sendo que a maioria destas (79,31% 23 cavas) foi registada dentro da área de imunidade para as classes 2 e 3 de equipamentos definida no anexo B da EN Segundo [2], nenhuma das cavas registadas pode ser classificada como severa. 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 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 38 cavas, das quais 42,11% (16 cavas) foi registada dentro da área de imunidade para as classes 2 e 3 de equipamentos definida no anexo B da EN Conforme [2], 5 (13,16%) das cavas apresentadas na Tabela 4-21 poderão ser consideradas como mais severas, sendo que não foi possível identificar a causa dessas cavas. 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 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. 77

78 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. 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). Cruzando a lista de eventos agregados com aplicações informáticas ao dispor da EDA (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 (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 Ilha de Santa Maria Média Tensão Durante o ano 2017 não foi registada qualquer sobretensão no equipamento instalado na SE Aeroporto que monitoriza os dois barramentos de 15 kv, de acordo com a EN50160:2010. Baixa Tensão Na Tabela 4-22 são classificadas as sobretensões conforme EN 50160:2010 para a Baixa Tensão na ilha de Santa Maria, no 1PT0051 Pedras São Pedro, verificando-se a existência de 17 sobretensões, sendo que a maioria (82,35% - 14 sobretensões) pode ser considerada como mais severa, conforme [1] zona a sombreado. Das 17 sobretensões mais gravosas, apenas foi possível identificar a possível origem para 3 delas (cerca de 18%), estando estas associadas a três indisponibilidades, classificadas quanto à origem, tipo e causa da seguinte forma: Origem na distribuição MT, tipo acidental e causa própria: defeito homopolar na linha Aeroporto Santa Bárbara 2 (SGI ); Origem na produção EDA, tipo acidental e causa razões de segurança: avaria 78

79 no grupo térmico 9 na central térmica do Aeroporto que originou o disparo por mínima frequência das linhas Aeroporto Santa Bárbara 2, Aeroporto 02, Aeroporto 03 e Aeroporto 04 (SGI ); Origem na produção EDA, tipo acidental e causa própria: avaria no grupo térmico 8 na central térmica do Aeroporto que originou o deslastre por mínima frequência das linhas Aeroporto Santa Bárbara 2, Aeroporto 02, Aeroporto 03 e Aeroporto 04 (SGI ). Se utilizarmos a metodologia definida em [2], conclui-se que nenhuma das sobretensões poderá ser classificada como mais gravosa. Sobretensão (%Uc) Tabela Sobretensões na baixa tensão na ilha de Santa Maria Ilha de São Miguel Alta Tensão Duração t (ms) 10 < t <= < t <= < t <= u >= > u > Na Tabela 4-23 são classificadas as sobretensões conforme EN 50160:2010 para o ano de 2017 e para a Alta Tensão na ilha de São Miguel, tendo-se registado todas as 13 sobretensões na subestação dos Graminhais. Nesta subestação é efetuada a injeção de potência do parque eólico na rede elétrica, não havendo clientes diretamente alimentados por esta. Utilizando a metodologia definida em [1], verifica-se que apenas uma das sobretensões registadas pode ser considerada como mais severa, tendo resultado de uma indisponibilidade com origem Produção Externa Eólica, do tipo acidental e causa própria: falha de comunicação com o parque eólico dos Graminhais que originou a necessidade de abrir o disjuntor da linha de transporte Lagoa Ponta Garça, retirando o parque eólico da rede elétrica (SGI ). Sobretensão (%Uc) Tabela Sobretensões na alta tensão na ilha de São Miguel Média Tensão Durante o ano 2017, não foi registada qualquer sobretensão nos equipamentos de monitorização da qualidade da onda de tensão instalados na Média Tensão, de acordo com a EN 50160:2010 Baixa Tensão Duração t (ms) 10 < t <= < t <= < t <= u >= > u > Na Tabela 4-24 são classificadas as sobretensões conforme EN 50160:2010 para o ano 2017 para a Baixa Tensão da ilha de São Miguel. Da análise da referida tabela, verificase a existência de 4 sobretensões, todas registadas no 2PT0117 Covoada. Segundo [1], 3 (75%) das sobretensões registadas podem ser consideradas como mais severas (sombreado a vermelho), resultando de interrupções classificadas quanto à origem, tipo e causa da seguinte forma: Origem Produção EDA, tipo acidental e causa própria: avaria no grupo 6 na central térmica do Caldeirão, provocando o deslastre por mínima frequência de linhas de distribuição MT (SGI ); 79

80 Origem Produção Externa Geotérmica e tipo acidental: saída de paralelo da central geotérmica Pico Vermelho, provocando o deslastre por mínima frequência de linhas de distribuição MT (causa própria ; causa razões de segurança SGI ). 63% destas resultantes de avaria mecânica nos grupos térmicos 10, 9, 6 e 8 (SGI ); 25% como consequência de uma avaria mecânica no grupo térmico 9 (SGI ); Recorrendo ao critério de severidade definido em [2], verifica-se que nenhuma das sobretensões poderá ser classificada como mais gravosa. As restantes sobretensões (12%) surgiram na sequência de uma avaria elétrica no grupo térmico 10 (SGI ). Sobretensão (%Uc) Tabela Sobretensões baixa tensão na ilha de São Miguel Ilha Terceira Média Tensão Duração t (ms) 10 < t <= < t <= < t <= u >= > u > Na Tabela 4-25 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 59 sobretensões, das quais 51 (86,44%) podem ser consideradas como mais severas, de acordo com [1]. 4% (2) com origem na produção Externa Eólica: perda abrupta de carga em ambos os parques eólicos (CAEN e EDA) que levou à sobrecarga do grupo térmico 10 na central térmica de Belo Jardim, originando a sua saída de paralelo. Como consequência, deu-se o deslastre por mínima frequência de várias linhas de distribuição MT (SGI ). Sobretensão (%Uc) Tabela Sobretensões na média tensão ilha Terceira Baixa Tensão Duração t (ms) 10 < t <= < t <= < t <= u >= > u > Estas sobretensões mais severas surgiram na sequência das seguintes indisponibilidades, classificadas quanto à origem, tipo e causa da seguinte forma: 96% (49) com origem na produção EDA, do tipo acidental e causa razões de segurança, referentes a avarias em grupos térmicos na central térmica de Belo Jardim que originaram deslastres de linhas MT por mínima frequência: Na Tabela 4-26 são classificadas as sobretensões conforme EN 50160:2010 para a Baixa Tensão da ilha Terceira. Analisando a referida tabela, verifica-se que foram registadas 46 sobretensões, das quais 67,39% (31) poderão ser consideradas como mais gravosas, conforme [1]. As sobretensões mais severas (segundo [1]) surgiram na sequência das seguintes interrupções classificadas quanto à origem, tipo e causa da seguinte forma: 80

81 68% (21) com origem na distribuição/transporte MT, do tipo acidental: 71% (15) destas com causa própria na sequência de disparos definitivos nas linhas Vinha Brava Doze Ribeiras (SGI e ), Praia da Vitória 02 (SGI e ), Praia da Vitória Lajes (SGI ), Vinha Brava TERAMB (SGI ) e Lajes Quatro Ribeiras (SGI ); 29% (6) resultaram de religações nas linhas Vinha Brava Doze Ribeiras (SGI ), Vinha Brava Porto Judeu (SGI e ) e Praia da Vitória Fontinhas (SGI e ). no grupo térmico 10 na CT Belo Jardim, que acabou por sair de paralelo, originando o deslastre de linhas de distribuição MT (SGI ); 10% (1) como produção externa Geotérmica: saída de paralelo da central geotérmica Pico Alto, originando o disparo por mínima frequência de linhas de distribuição MT (SGI ). Utilizando a metodologia definida em [2], verifica-se que apenas cinco das sobretensões poderão ser classificadas como mais gravosas, tendo sido registadas no 3PT0103 Melancólicos na sequência de indisponibilidades com origem na produção, do tipo acidental e causa própria (SGI , e ). Estas indisponibilidades encontram-se descritas acima. 32% (10) com origem na produção, do tipo acidental e causa razões de segurança: 70% (7) destas como produção EDA, na central térmica de Belo Jardim: avarias nos grupos térmicos 10, 9, 6 e 8 (SGI ), no grupo térmico 5 (SGI ) e no grupo térmico 10 (SGI ); súbita perda de carga dos grupos térmicos na CTBJ seguida de saída de paralelo do grupo térmico 9 (SGI ). Todas estas indisponibilidades resultaram em deslastres por mínima frequência de linhas de distribuição MT; 20% (2) como produção externa Eólica: perda abrupta de carga em ambos os parques eólicos (CAEN e EDA) com consequente sobrecarga Sobretensão (%Uc) Tabela Sobretensões baixa tensão na Ilha Terceira Ilha Graciosa Média Tensão Duração t (ms) 10 < t <= < t <= < t <= u >= > u > Na Tabela 4-27 são classificadas as sobretensões conforme EN 50160:2010 para a Média Tensão da ilha Graciosa, constatando-se que foram registadas 26 sobretensões. Utilizando a metodologia definida em [1], verifica-se a ocorrência de 21 (80,77%) sobretensões que poderão ser consideradas como mais gravosas tendo sido registadas na sequência de quinze interrupções com origem 81

82 na distribuição MT, do tipo acidental e causa própria: 10 sobretensões com origem em defeitos em apenas uma linha de distribuição MT: Quitadouro Guadalupe 01 (SGI , , e ), Quitadouro Guadalupe 02 (SGI , w ) e Quitadouro Santa Cruz 01 ( , e ); 3 sobretensões originadas por um defeito na rede elétrica MT que provocou a abertura simultânea dos disjuntores de duas linhas MT: linhas Quitadouro Santa Cruz 01 e Quitadouro Santa Cruz 02 (SGI e ); linhas Quitadouro Guadalupe 01 e Quitadouro Guadalupe 02 (SGI ); 3 sobretensões surgiram na sequência de um defeito na linha Quitadouro Guadalupe 02, seguido da saída de paralelo do grupo térmico 8 na central térmica da Graciosa e consequentes deslastres por mínima frequência das linhas MT Quitadouro Guadalupe 01 e Quitadouro Santa Cruz 02 (SGI ); 5 sobretensões com origem num disparo geral provocado por um defeito na rede elétrica MT, estando todas as linhas MT a ser alimentadas pela mesma saída na SE Quitadouro, situação necessária devido a trabalhos na subestação (SGI ). Sobretensão (%Uc) Tabela Sobretensões na média tensão na ilha Graciosa Baixa Tensão Duração t (ms) 10 < t <= < t <= < t <= u >= > u > Na Tabela 4-28 são classificadas as sobretensões conforme EN 50160:2010 para a Baixa Tensão da ilha Graciosa, no 4PT0019 Fenais, tendo sido registadas treze sobretensões. Utilizando a metodologia definida em [1], verifica-se a ocorrência de doze (92,31%) sobretensões que poderão ser consideradas como mais gravosas, tendo estas resultado de nove interrupções: 1 das sobretensões com origem na produção EDA, na sequência de uma interrupção classificada como do tipo acidental e causa razões de segurança: avaria no grupo térmico 6 com consequente deslastre das linhas MT Quitadouro Guadalupe 02, Quitadouro Guadalupe 02 e Quitadouro Santa Cruz 02 (SGI ); As restantes 11 sobretensões surgiram como consequência de indisponibilidades com origem na distribuição MT, todas classificadas como do tipo acidental e causa própria: Defeitos em apenas uma linha de distribuição MT: Quitadouro Guadalupe 01 (SGI , , e ) e Quitadouro Santa Cruz 01 (SGI , e ); 82

83 Defeito na rede de distribuição MT que levou à abertura simultânea dos disjuntores de duas linhas MT: Quitadouro Guadalupe 01 e Quitadouro Guadalupe 02 (SGI ); Quitadouro Santa Cruz 01 e Quitadouro Santa Cruz 02 (SGI ). Sobretensão (%Uc) Tabela Sobretensões baixa tensão na ilha Graciosa Ilha São Jorge Média Tensão Duração t (ms) 10 < t <= < t <= < t <= u >= > u > Na Tabela 4-29 são classificadas as sobretensões conforme EN 50160:2010 para a Média Tensão da ilha de São Jorge, onde se constata que foram registadas 19 sobretensões. Utilizando a metodologia definida em [1], verifica-se a ocorrência de 10 (52,63%) sobretensões que poderão ser consideradas como mais gravosas, tendo estas sido registadas na sequência das seguintes interrupções classificadas quanto à origem, tipo e causa da seguinte forma: 90% (9) das sobretensões severas com origem na distribuição MT, em interrupções do tipo acidental e causa própria, na sequência de defeitos em linhas de distribuição MT: Caminho Novo Relvinha 1 / Caminho Novo Manadas (SGI e ); Caminho Novo Relvinha 1 (SGI ). Neste caso, a linha Caminho Novo Manadas encontrava-se a ser alimentada pela linha Caminho Novo Relvinha 2; Caminho Novo São Pedro (SGI , e ). A sobretensão restante (10%) resultou de uma indisponibilidade com origem na produção EDA, sendo do tipo acidental e causa própria: disparo geral provocado pela saída intempestiva por sobrecarga do grupo térmico 6 na central térmica de São Jorge (SGI ). Sobretensão (%Uc) Tabela Sobretensões na média tensão na ilha de São Jorge Baixa Tensão 10 < t <= < t <= 5000 Na Tabela 4-30 são classificadas as sobretensões conforme EN 50160:2010 para a Baixa Tensão da ilha de São Jorge, observando-se que foram registadas sobretensões, das quais a sua maioria foi registada no 5PT0040 Santo Antão ( ,76%). Por este motivo, a análise das sobretensões mais severas e sua associação com indisponibilidades na rede elétrica é efetuada de forma separada para os dois postos de transformação monitorizados. 5PT0002 Av. Livramento Duração t (ms) 5000 < t <= u >= > u > Neste posto de transformação foram registadas 25 sobretensões das quais 23 podem ser consideradas como mais severas, segundo 83

84 [1], tendo surgido na sequência de indisponibilidades com origem distribuição MT, do tipo acidental: 65% (15) com causa própria, como consequência de defeitos em linhas de distribuição MT: Caminho Novo Relvinha 1 / Caminho Novo Manadas (SGI , , e SGI ); Caminho Novo Relvinha 1 (SGI ). Neste caso, a linha Caminho Novo Manadas encontrava-se a ser alimentada pela linha Caminho Novo Relvinha 2; Caminho Novo Relvinha 1 e Caminho Novo Relvinha 2 em simultâneo, após a abertura do seccionador 2049 Urzelina (SGI ); Relvinha Topo (SGI , e ). 35% (8) com causa fortuita, interrupções em linhas de distribuição MT provocadas por vento de grande intensidade: Caminho Novo Relvinha 1 / Caminho Novo Manadas (SGI ), ocorrência considerada excecional de acordo com o RQS; Relvinha Topo (SGI , , , , , e ). Segundo [2], pode-se afirmar que 5 das sobretensões registadas podem ser assumidas como severas, tendo estas surgida na sequência das seguintes indisponibilidades com origem na distribuição MT, que já se encontram definidas acima (SGI , e ). 5PT0040 Santo Antão Neste posto de transformação foram registadas 1963 sobretensões, tendo sido possível identificar que 15 destas surgiram na sequência de indisponibilidades classificadas quanto à origem, tipo e causa da seguinte forma: 12 com origem na distribuição, tipo acidental e causa própria: defeitos nas linhas Caminho Novo São Pedro (SGI , , , , , e ) e Caminho Novo Relvinha 1 / Caminho Novo Manadas (SGI , e ); 3 com origem na distribuição, tipo previsto e causa razões de serviço: neste caso, as sobretensões ocorreram durante a alimentação do 5PT0040 através de gerador móvel (SGI , e ). O número elevado de sobretensões registado no 5PT0040 foi resultado da necessidade de garantir a amplitude da tensão na instalação de um cliente em fim de linha, na sequência de reclamação efetuada por este. Utilizando a metodologia [2], conclui-se que apenas 2 das 2009 sobretensões podem ser 84

85 consideradas como mais severas, tendo estas ocorrido na sequência de interrupções com origem na distribuição, que já se encontram descritas acima (SGI e ). Sobretensão (%Uc) Tabela Sobretensões baixa tensão na ilha de São Jorge Ilha do Pico Média Tensão Duração t (ms) 10 < t <= < t <= < t <= u >= > u > Na Tabela 4-31 são classificadas as sobretensões conforme EN 50160:2010 para a ilha do Pico na Média Tensão, de onde se observa que foram registadas 19 sobretensões. Da análise à referida tabela e utilizando a metodologia definida em [1], conclui-se da existência 10 (52,63%) sobretensões que podem ser consideradas como mais severas, todas no nível 15 kv, tendo sido registadas na sequência das seguintes interrupções classificadas quanto à origem, tipo e causa da seguinte forma: 70% (7) destas com origem na produção EDA e do tipo acidental: 57% destas (4) com causa própria, na sequência de duas saídas de paralelo do grupo térmico 7 na central térmica do Pico, levando ao deslastre por mínima frequência de linhas MT. Uma dessas saídas de paralelo deveu-se a uma avaria num sensor de temperatura (SGI ) e a outra devido a erro humano (SGI ); As restantes 43% (3) com causa razões de segurança, como consequência da saída de paralelo do grupo térmico 7 na central térmica do Pico, devido a uma avaria num sensor de pressão, provocando o deslastre por mínima frequência de linhas MT (SGI ). As restantes sobretensões (30% - 3) tiveram origem na distribuição MT, na sequência de uma interrupção classificada como do tipo acidental e causa própria: defeito na linha Lajes Piedade que originou a abertura do disjuntor da própria linha e a saída de paralelo do grupo térmico 6 na central térmica do Pico, com consequentes deslastres de linhas MT por mínima frequência (SGI ). Sobretensão (%Uc) Tabela Sobretensões na média tensão na ilha do Pico Baixa Tensão Duração t (ms) 10 < t <= < t <= < t <= u >= > u > Na Tabela 4-32 são classificadas as sobretensões conforme EN 50160:2010 para a Baixa Tensão da ilha do Pico, observando-se que foram registadas 14 sobretensões, das quais 13 (92,86%) podem ser consideradas sobretensões mais severas, de acordo com [1]. Das 13 sobretensões mais severas, foi possível identificar a origem em 12 delas, surgindo estas na sequência das seguintes interrupções, classificadas à origem, tipo e causa da seguinte forma: 85

86 50% (6) com origem na distribuição MT, do tipo acidental e causa própria devido a defeitos nas linhas MT: Madalena São Mateus provocado por um erro na sequência de manobras programadas (SGI sobretensões); Lajes São Mateus devido a um erro na ligação à terra do PT 1052 (SGI sobretensões); Madalena 01, erro de manobra na sequência de atividades programadas (SGI sobretensão); Lajes Piedade, levando à saída de paralelo do grupo térmico e consequentes deslastres de linhas MT por mínima frequência (SGI sobretensões). Os restantes 50% (6 sobretensões) tiveram origem na produção EDA, sendo do tipo acidental e causa: 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 interrupções com origem na produção, do tipo acidental e causa: Própria: saída de paralelo do grupo térmico 7 devido a uma avaria num sensor de temperatura (SGI ); Razões de segurança: saída de paralelo do grupo térmico 7 devido a uma avaria num sensor de pressão (SGI ). A restante sobretensão resultou de uma interrupção com origem na distribuição MT, do tipo acidental e causa própria: defeito na linha MT Lajes Piedade, levando à saída de paralelo do grupo térmico e consequentes deslastres de linhas MT por mínima frequência (SGI ). Própria: saída de paralelo do grupo térmico 7 devido a uma avaria num sensor de temperatura (SGI sobretensões) ou provocado por erro humano (SGI sobretensões); Razões de segurança: saída de paralelo do grupo térmico 7 devido a uma avaria num sensor de pressão (SGI sobretensões). Desagregando a informação da Tabela 4-32, conforme documento em [2], concluise da existência de três sobretensões mais severas, todas registadas no 6PT0015 Lajido, Sobretensão (%Uc) Tabela Sobretensões baixa tensão na ilha do Pico Ilha do Faial Média Tensão Duração t (ms) 10 < t <= < t <= < t <= u >= > u > Na Tabela 4-33 são classificadas as sobretensões conforme EN 50160:2010 para a Média Tensão da ilha do Faial. Da análise à referida tabela conclui-se que apenas se registou uma sobretensão, na SE CT Santa Bárbara. 86

87 Segundo [1], a sobretensão observada pode ser considerada como mais severa, tendo resultado de uma interrupção com origem na distribuição MT, do tipo acidental e causa própria: disparo mínima frequência da linha MT Santa Bárbara Feteira, seguido do disparo por máxima intensidade de fase (I>>) da linha MT Santa Bárbara Covões, terminando com deslastres por mínima frequência das linhas MT Santa Bárbara 04 e Santa Bárbara Cedros (SGI ). Sobretensão (%Uc) Tabela Sobretensões média tensão na ilha do Faial Baixa Tensão Duração t (ms) 10 < t <= < t <= < t <= u >= > u > Na Tabela 4-34 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, das 17 sobretensões registadas, apenas 4 (23,53%) podem ser consideradas como mais severas. Das 4 sobretensões mais severas, apenas foi possível registar a causa de 2 delas, tendo estas surgido na sequência de interrupções classificadas quanto à origem, tipo e causa da seguinte forma: Origem Produção EDA, tipo acidental e causa própria: avaria mecânica no grupo térmico 7 na central térmica de Santa Bárbara, resultando no deslastre de linhas MT por mínima frequência (SGI ); Origem distribuição MT, tipo acidental e causa própria: disparo mínima frequência da linha MT Santa Bárbara Feteira, seguido do disparo por máxima intensidade de fase (I>>) da linha MT Santa Bárbara Covões, terminando com deslastres por mínima frequência das linhas MT Santa Bárbara 04 e Santa Bárbara Cedros (SGI ). As duas sobretensões severas para o qual não foi possível associar a indisponibilidades na rede elétrica foram registadas no 7PT0012 Pedro Miguel. Desagregando a informação da Tabela 4-34 conforme o documento em [2] conclui-se que nenhuma das duas sobretensões registadas pode ser considerada como mais gravosa. Sobretensão (%Uc) Tabela Sobretensões baixa tensão na ilha do Faial Ilha de Flores Média Tensão Duração t (ms) 10 < t <= < t <= < t <= u >= > u > Na Tabela 4-35 são classificadas as sobretensões conforme a EN 50160:2010 para a Média Tensão da ilha das Flores, tendo sido registadas 7 sobretensões, podendo-se considerar que todas estas sobretensões são severas, segundo [1]. As sobretensões mais severas (segundo [1]), resultaram das seguintes indisponibilidades com origem na distribuição MT e classificadas quanto ao tipo e causa do seguinte modo: 87

88 4 (57%) sobretensões severas resultaram de interrupções do tipo acidental e causa própria: Disparo geral provocado por defeito na linha Lajes Santa Cruz 01 (SGI sobretensão); com origem na distribuição MT, do tipo acidental e causa própria: Disparo do PS Santa Cruz provocado involuntariamente durante ações de manutenção preventiva (SGI ) sobretensão registada no 8PT0018 Boqueirão ; Disparo do PS Santa Cruz provocado involuntariamente durante ações de manutenção preventiva (SGI sobretensões). Defeito na linha Santa Cruz 02, seguido de disparo por Weak Infeed da linha de transporte Lajes Santa Cruz 01 (SGI ) sobretensão registado no 8PT0022 Urb. Ângelo Freitas Henriques. 3 sobretensões na sequência de uma interrupção do tipo prevista e causa razões de serviço: durante as manobras previstas para manutenção do barramento 1 do PS Santa Cruz ocorreu a saída de paralelo da Central Hídrica Além Fazenda por máxima frequência. Consequentemente, ocorreu o deslastre por mínima frequência da linha Santa Cruz Ponta Delgada (SGI ). Sobretensão (%Uc) Tabela Sobretensões na média tensão na ilha das Flores Baixa Tensão Duração t (ms) 10 < t <= < t <= < t <= u >= > u > Na Tabela 4-36 são classificadas as sobretensões conforme a EN 50160:2010 para a Baixa Tensão da ilha das Flores. Utilizando a metodologia definida em [1], as 2 sobretensões observadas podem ser consideradas como mais gravosas. As duas sobretensões mais severas surgiram na sequência de duas indisponibilidades 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 8PT0018 Boqueirão na sequência de uma interrupção com origem na distribuição MT, sendo classificada como do tipo acidental e causa própria: disparo do PS Santa Cruz provocado involuntariamente durante ações de manutenção preventiva (SGI ). Sobretensão (%Uc) Tabela Sobretensões na baixa tensão na ilha das Flores Ilha do Corvo Média Tensão Duração t (ms) 10 < t <= < t <= < t <= u >= > u > Durante o ano 2017, não foi detetada qualquer sobretensão na SE CT Corvo, de acordo com a EN50160:

89 Baixa Tensão Na Tabela 4-37 são classificadas as sobretensões conforme EN 50160:2010 para a Baixa Tensão da ilha do Corvo, de onde se poderá concluir que, das 53 sobretensões registadas, 34 (64,15%) poderão ser consideradas como mais severas, segundo [1], não tendo sido possível identificar as indisponibilidades que lhes deram origem. No entanto, salienta-se que estas distribuíram-se ao longo do ano da seguinte forma: 21 destas verificaram-se no dia entre as 17:33 e as 17:46; 12 foram observadas no dia entre as 15:54 e as 16:06; 1 registada no dia às 16:22. Utilizando a metodologia definida em [2], constata-se que 30 das sobretensões podem ser consideradas como mais gravosas que as restantes, não sendo possível identificar a sua causa, tal como acima, observando-se que foram todas registadas nos dias (15:54 às 16:06) e (17:33 às 17:46). Sobretensão (%Uc) Duração t (ms) 10 < t <= < t <= < t <= u >= > u > Tabela 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

90 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 2PT0398 H15 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

91 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 International Conference on Electricity Distribution (CIRED)

92 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 15 de abril No dia 15 de abril, pelas 08:57, foi acionada a paragem de emergência de um grupo gerador da central térmica, devido a ponte de balanceiro do cilindro n.º 6 partida. O evento provocou o deslastre das saídas de média tensão Aeroporto-Santa Bárbara 2 (ASB2), Aeroporto 04 (AR04), Aeroporto 03 (AR03) e Aeroporto 02 (AR02). Esta ocorrência provocou a interrupção do fornecimento de energia a 17 clientes MT e clientes de BT, com tempos de reposição que variaram entre os cinco e os trinta minutos. 21 de setembro No dia 21 de setembro deu-se o disparo da linha MT ASB2 (S. Pedro), provocado pela atuação da proteção de máxima intensidade de fase (MIF). Foi realizada uma inspeção à linha, não se tendo verificado qualquer anomalia. Após a inspeção, a mesma foi colocada em serviço tendo-se restabelecido as normais condições de exploração. Este incidente, que teve início pelas 03:17, provocou a interrupção do fornecimento de energia a 7 clientes MT e 660 clientes de BT, com tempos de interrupção que variaram entre os dezassete minutos e uma hora e vinte e dois minutos. 21 de setembro A 21 de setembro deu-se o disparo da linha MT ASB2 (S. Pedro) provocada pela atuação da proteção MIF. Este evento está relacionado com a indisponibilidade mencionada no ponto anterior, e deveu-se à necessidade de reparar definitivamente a avaria ocorrida durante a madrugada. Foi realizada nova inspeção, tendo-se verificado que um isolador de cadeia do apoio 10 da linha ASB2 se encontrava danificado. Nessa mesma altura houve lugar à sua substituição, tendo sido restabelecido as normais condições de exploração da linha MT. Esta ocorrência iniciou-se pelas 09:23, tendo provocado a interrupção do fornecimento de energia a 7 clientes MT e a 660 clientes de BT, com tempos de interrupção que variam entre os sete e os cinquenta e sete minutos. 9 de outubro A 9 de outubro constatou-se o disparo da linha MT AR04 provocada pela atuação da proteção MIF e MIH (máxima intensidade homopolar). Foi feita uma inspeção à linha MT tendo-se verificado um isolador danificado no AMRA 92

93 (aparelho de manobra da rede aérea) Canada do Campo. Nessa mesma altura houve lugar à sua substituição tendo sido restabelecido as normais condições de exploração da linha MT. Esta ocorrência, com início às 13:07, provocou a interrupção do fornecimento de energia a 11 clientes MT e a 57 clientes de BT, com tempos de interrupção que variam entre os vinte e três minutos e uma hora e dezoito minutos. 15 de novembro No dia 15 de novembro, pelas 05:58, ocorreu a saída de paralelo do grupo 5 da central térmica do Aeroporto, devido a cabo partido num borne da régua do PMG (permanent magnet generator). Encontravam-se em serviço o grupo 5 com 430 kw, o grupo 8 com 860 kw e parque eólico com 900 kw. O grupo 8 não assumiu a carga do grupo 5 por estar limitado em termos de carga devido a um defeito nas bombas de injeção. A queda de frequência provocou a saída do parque eólico e a atuação dos dois escalões de deslastre. O evento provocou o deslastre das saídas MT ASB2, ASB3 AR02, AR03 e AR04, afetando um total de 18 clientes MT e clientes de BT, com tempos de reposição que variaram entre os três e os nove minutos São Miguel Zonas de qualidade do tipo A, B e C 13 de maio A 13 de maio, ocorreu o disparo do disjuntor da linha Foros-Ribeirinha (FRRB), por causa desconhecida (avifauna), provocando a saída de paralelo da central geotérmica do Pico Vermelho, deslastrando as linhas Foros- Nordeste (FRNR), Milhafres-Capelas (MLCP) e Milhafres-Sete Cidades (MLSC). Foi necessário operacionalizar a entrada em paralelo de um novo grupo da central térmica do Caldeirão, e posterior religação das linhas deslastradas. Esta ocorrência, com início às 11:00, provocou a interrupção do fornecimento de energia a 117 clientes MT e clientes de BT, com tempos compreendidos entre treze e dezassete minutos. 6 de agosto No dia 6 de agosto, constatou-se o disparo do disjuntor da linha Milhafres-Covoada (MLCV) por avaria da caixa terminal termorretráctil no apoio de transição para PT 1198 COA, Grotinha. Verificado às 00:01, este incidente provocou a interrupção do fornecimento de energia a 16 clientes MT e clientes de BT, com tempos compreendidos entre os quarenta minutos e uma hora e dezassete minutos. 30 de agosto No dia 30 de agosto, pelas 08:57, o grupo 6 da central térmica parou de emergência devido a sobrecarga térmica, provocada por falha no sistema de comando e controlo do grupo. Esta falha causou a paragem de sistemas auxiliares (refrigeração e combustível). O evento provocou o deslastre de 13 linhas: Milhafres-Capelas, Foros-Nordeste, Ribeira Grande 3 (RG03), Ribeira Grande 4 (RG04), Milhafres-Sete Cidades, Caldeirão-Ribeira Seca (CLRS), S. Roque 1 (SR01), S. Roque 2 (SR02), S. Roque 3 (SR03), S. Roque 4 (SR04), Lagoa 1 (LG01), Lagoa 2 (LG02) e Lagoa 3 (LG03). 93

94 A ocorrência afetou um total de 159 clientes MT e clientes de BT, com tempos de reposição que variaram entre os dezanove e os vinte e cinco minutos. Zonas de qualidade do tipo B e C 18 de abril No dia 18 de abril ocorreu o disparo do disjuntor da Linha Foros-Nordeste, por desafinação e incorreta conetividade de faca do AMRA 2261-Pico do Calvo, na sequência de manobra do aparelho. Com início às 09:36, este incidente provocou a interrupção do fornecimento de energia a 147 clientes MT e clientes BT, com tempos compreendidos entre os dezassete e os dezoito minutos Terceira Zonas de qualidade do tipo A, B e C 1 de abril A 1 de abril, pelas 14:12, ocorreu o deslastre das linhas MT Quatro Ribeiras-Vila Nova (QRVN), Quatro Ribeiras-Doze Ribeiras (QRDR), Praia da Vitória-Porto Judeu (PVPJ), Praia da Vitória-Vila Nova (PVVN), Praia da Vitória-Fontinhas (PRVF), Praia da Vitória 01 (PV01), Praia da Vitória 02 (PV02), Vinha Brava-Fontinhas (VNBF), Vinha Brava-Porto Judeu (VBPJ), Vinha Brava-São Mateus (VBSM), Vinha Brava-Doze Ribeiras (VBDR), Vinha Brava 02 (VB02), Angra do Heroísmo 01 (AH01), Angra do Heroísmo 02 (AH02), Angra do Heroísmo 03 (AH03), Angra do Heroísmo 04 (AH04), Angra do Heroísmo 05 (AH05) e Angra do Heroísmo 06 (AH06), devido a disparo do grupo 10 na central térmica de Belo Jardim (CTBJ). O disparo foi provocado pela atuação da proteção de sobrepressão no transformador de potência do grupo. Esta atuação deveuse à ocorrência de um curto circuito na caixa de ligações da válvula de sobrepressão, causado pela acumulação de condensação. Este incidente provocou a interrupção do fornecimento de energia a 165 clientes MT e clientes de BT, com tempos de reposição que variaram entre os onze e os vinte e oito minutos. 1 de julho A 1 de julho, pelas 12:35, verificou-se o deslastre das linhas MT Quatro Ribeiras-Vila Nova, Quatro Ribeiras-Doze Ribeiras, Praia da Vitória-Porto Judeu, Praia da Vitória-Vila Nova, Praia da Vitória-Fontinhas, Praia da Vitória 02, Vinha Brava-Fontinhas, Vinha Brava- Porto Judeu, Vinha Brava-São Mateus e Vinha Brava-Doze Ribeiras, devido a disparo do grupo 10 na CTBJ. O disparo foi provocado por curto circuito no cabo do circuito 24VDC, devido a danos por fricção, que provocou a cativação de vários alarmes e proteções do grupo. Este incidente provocou a interrupção do fornecimento de energia a 107 clientes MT e clientes de BT, com tempos de reposição que variaram entre os nove e os dezassete minutos. 24 de julho No dia 24 de julho, pelas 00:37, constatou-se uma avaria na linha MT Praia da Vitória Porto Judeu, provocada por um isolador MT de vidro partido no ramal para o PTD283 Quatro Canadas 2. O maior impacto desta interrupção deveu-se ao tempo de ligação 94

95 do PTD Quatro Canada 2, que só abastece um furo de água e uma sala de ordenha. Esta indisponibilidade provocou a interrupção do fornecimento de energia a 8 clientes MT e clientes de BT, com tempos que variaram entre os dez minutos e as oito horas e vinte e sete minutos. 14 de agosto No dia 14 de agosto, pelas 14:32, ocorreu o deslastre das linhas MT Quatro Ribeiras-Vila Nova, Quatro Ribeiras-Doze Ribeiras, Praia da Vitória-Porto Judeu, Praia da Vitória-Vila Nova, Praia da Vitória-Fontinhas, Praia da Vitória 01, Praia da Vitória 02, Vinha Brava-Fontinhas, Vinha Brava-Porto Judeu, Vinha Brava-São Mateus, Vinha Brava-Doze Ribeiras, Vinha Brava 02, Angra do Heroísmo 02, Angra do Heroísmo 03 e Angra do Heroísmo 05, devido a disparo do grupo 9 na CTBJ. O disparo foi provocado por falha de alimentação de combustível aos grupos. Devido a rutura na tubagem de combustível, foi necessário parar o sistema de tratamento de combustível pesado. Após se consumir o primeiro tanque disponível, passou-se para o segundo, mas a temperatura do combustível no tanque estava abaixo do normal, pelo que a viscosidade era elevada e provocou queda de pressão na alimentação de combustível aos grupos. Este incidente provocou a interrupção do fornecimento de energia a 155 clientes MT e clientes de BT, com tempos de reposição que variaram entre os seis e os quarenta e dois minutos. 9 de dezembro A 9 de dezembro, pelas 22:51, ocorreu o deslastre das linhas MT Vinha Brava-Doze Ribeiras, Vinha Brava-Porto Judeu, Praia da Vitória-Porto Judeu, Praia da Vitória-Vila Nova, Praia da Vitória-Fontinhas e Praia da Vitória 02, devido a disparo do grupo 5 na CTBJ. O disparo foi provocado pelo acionamento indevido e fortuito do comando de disparo de emergência. Este incidente provocou a interrupção do fornecimento de energia a 72 clientes MT e clientes BT, com tempos de reposição que variaram entre os treze e os dezassete minutos. Zonas de qualidade do tipo A e C 27 de abril A 27 de abril, pelas 02:34, verificou-se uma avaria na linha Vinha Brava-Doze Ribeiras (São Mateus-São Bartolomeu). Ocorreu um reengate seguido de disparo na subestação (SE) da Vinha Brava, da linha Vinha Brava- Doze Ribeiras. A avaria foi provocada por defeito no cabo tipo PHCAJ, entre o PTD028 Arruda e o PTC1024 Lotaçor São Mateus. Este incidente provocou a interrupção do fornecimento de energia a 18 clientes MT e a clientes de BT, com tempos de interrupção que variaram entre os três minutos e a uma hora e cinco minutos. A média tensão do PTC1024 permaneceu desligada durante seis horas e treze minutos, embora o cliente tivesse sido alimentado por via de um grupo gerador móvel. 3 de setembro No dia 3 de setembro, pelas 13:39, ocorreu uma avaria na linha Vinha Brava-Doze Ribeiras (São Mateus-São Bartolomeu). Verificouse um reengate seguido de disparo na SE da Vinha Brava, da linha Vinha Brava-Doze Ri- 95

96 beiras. A avaria, tal como na indisponibilidade do dia 27 de abril, mencionada no ponto anterior, foi provocada por defeito no cabo tipo PHCAJ entre o PTD028 Arruda e o PTC1024 Lotaçor São Mateus, mas em local diferente da anterior. Este evento atingiu 18 clientes MT e clientes de BT, com tempos de interrupção que variaram entre nove minutos e as duas horas e cinquenta e sete minutos. Zonas de qualidade do tipo B e C 17 de janeiro No dia 17 de janeiro, pelas 21:53, verificou-se uma avaria na linha MT Praia da Vitória Vila Nova (PVVN), provocada por avaria na caixa fim de cabo (queimada) do PTC 1079 Betaçor. O incidente teve um maior impacto devido à hora em que ocorreu e pelo PTC da Betaçor ter ficado até às 10:46 do dia seguinte sem energia, em consequência de estar situado dentro de um estaleiro vedado que impossibilita o acesso ao mesmo. A indisponibilidade atingiu 12 clientes MT e clientes de BT, com tempos de interrupção que variaram entre quarenta minutos a sete horas e quarenta e dois minutos. 14 de outubro A 14 de outubro. pelas 19:34, verificou-se uma avaria na linha MT Praia da Vitória 02. Esta ocorrência foi provocada por avaria nas celas MT do posto de transformação particular, PTC1198 Nortenha Porto da Praia. Este incidente provocou a interrupção do fornecimento de energia a 10 clientes MT e 72 clientes de BT, com tempos de interrupção que variaram entre uma hora e um minuto a três horas e um minuto Graciosa 2 de janeiro A 2 de janeiro verificou-se o disparo da linha MT Quitadouro Guadalupe 01 (QG01) provocado por um curto circuito. Foram identificados alguns pássaros junto da linha QG01. Este incidente, registado às 15:35, provocou a interrupção do fornecimento a 22 clientes MT e clientes de BT, com tempos que variaram entre os vinte e os vinte e cinco minutos. 9 de janeiro No dia 9 de janeiro ocorreu o disparo da linha MT QG01, provocado por um curto circuito. Foram identificados alguns pássaros junto da referida linha. O incidente, ocorrido pelas 15:29, provocou a interrupção do fornecimento a 22 clientes MT e clientes de BT, com tempos que variaram entre os trinta segundos e os onze minutos. 17 de janeiro A 17 de janeiro, na sequência de um disparo do grupo 8 da central térmica da Graciosa, deu-se um corte geral. Pelos eventos do SCADA, verificou-se que o disjuntor do grupo 8 disparou por anomalia do grupo - "Disparo Disjuntor P/anomalia No Grupo". Este evento pode ser originado por diversas causas das quais se destacam: problemas com os relés de proteção da Siemens, disparo das proteções próprias do transforma- 96

97 dor, avaria nos equipamentos Sigma e paragem de emergência. Não se conseguiu confirmar qual das possíveis causas foi a razão do disparo. O incidente, que se deu pelas 09:52, provocou a interrupção do fornecimento de energia a 22 clientes MT e clientes de BT, com tempos que variaram entre os trinta segundos e os vinte e oito minutos. 31 de maio No dia 31 de maio ocorreu o disparo de todas as linhas MT por máxima intensidade de fase. Devido aos trabalhos na subestação, todas as linhas estavam ligadas pela mesma cela e por essa razão foi ultrapassado o valor de máxima intensidade parametrizado na proteção, tendo provocado o disparo da proteção e consequente corte de energia. Este incidente, registado às 09:36, provocou a interrupção do fornecimento de energia a 21 clientes MT e clientes de BT, com tempos que variaram entre dezasseis e dezoito minutos. 7 de outubro A 7 de outubro ocorreu um corte geral na sequência de um curto circuito na linha Quitadouro - Guadalupe 02 (QG02), que provocou diversas dificuldades em repor a energia devido a problemas nos grupos geradores da central térmica. Este incidente, registado pelas 18:45, provocou a interrupção do fornecimento de energia a 22 clientes MT e clientes de BT, com tempos que variaram entre os quinze minutos a uma hora e cinco minutos São Jorge 2 de fevereiro A 2 de fevereiro verificou-se o disparo da linha MT Caminho Novo-Relvinha 2 (CNR2), sinalizando máxima intensidade homopolar, por motivo não identificado. As linhas Relvinha-Topo (RLTP) e Relvinha-Fajã Grande (RLFG) ficaram também afetadas, visto que as mesmas eram alimentas através da linha CNR2. Durante as manobras de religação, quando a linha CNR2 ficou ligada, o operador da sala de comando não conseguiu fechar remotamente os disjuntores das linhas RLTP e RLFG devido a problemas com o sistema de teleação. Foi necessário a intervenção da equipa de prevenção para ligar localmente as restantes linhas, tendo estes atrasos contribuído de forma significativa para os tempos de interrupção. O incidente, que ocorreu pelas 18:14, provocou a interrupção do fornecimento de energia a 7 clientes MT e a clientes de BT, com tempos que variaram entre os nove minutos e uma hora e oito minutos. 3 de fevereiro No dia 3 de fevereiro, pelas 02:19, registaram-se disparos simultâneos dos disjuntores das linhas MT RLTP e RLFG no PT 31 (Relvinha), por máxima intensidade homopolar. Como o sistema de telação estava com problemas de funcionamento, as manobras de religação das linhas foram executadas localmente pela equipa de prevenção. Suspeita-se que o motivo do disparo esteja relacionado com a ocorrência verificada no dia seguinte, descrita no ponto 5.2, ou seja, 97

98 com o defeito no seccionador de entrada do PT 1016 (Portugal Telecom), detetado na noite de 4 de fevereiro. O incidente afetou 6 clientes MT e clientes de BT, com tempos de interrupção que variaram entre os trinta e um minutos e os trinta e dois minutos. 3 de fevereiro A 3 de fevereiro, pelas 08:20, verificou-se o disparo da linha MT RLTP por máxima intensidade homopolar. Como o sistema de telação estava com problemas de funcionamento, o operador da sala de comando teve que chamar a equipa de prevenção para executar as manobras localmente. Contudo, ao ligar a linha RLTP, a linha RLFG disparou por deslastre de frequência. De seguida, ao ligar a linha RLFG, a linha RLTP disparou também por deslastre. Assim, para evitar que esta situação se repetisse, a linha RLTP foi religada por troços sem apresentar qualquer defeito. Suspeita-se que o motivo do disparo esteja relacionado com o incidente de grande impacto verificado no dia seguinte, descrito em secção própria, ou seja, com o defeito no seccionador de entrada do PT 1016 (Portugal Telecom), detetado na noite de 4 de fevereiro. A indisponibilidade provocou a interrupção de fornecimento de energia a 6 clientes de MT e a clientes de BT, com tempos de interrupção que variaram entre um minuto e os quarenta e dois minutos. 3 de novembro Pelas 09:13 do dia 3 de novembro, ocorreu uma saída intempestiva do grupo 6 da central térmica do Caminho Novo, provocando um apagão geral. O grupo 6 saiu por sobrecarga e os deslastres não funcionaram, porque a frequência não se manteve abaixo dos 48,5Hz o tempo suficiente para atuar a proteção. Esta indisponibilidade provocou a interrupção do fornecimento de energia a 21 clientes MT e a clientes de BT, com tempos entre os nove e os vinte e um minutos. 27 de novembro A 27 de novembro, entre as 19:05 e as 20:53, registaram-se 3 disparos da linha MT Caminho Novo-Relvinha 1 (CNR1) e Caminho Novo-Manadas (CMNM) por máxima intensidade de fase. Após este período, a linha ficou ligada permanentemente. Não foi detetada qualquer anomalia na rede e até ao momento não são conhecidas as razões destes disparos. De referir que a deslocação da equipa de prevenção ao local e consequente pesquisa de avaria contribuíram para os tempos de interrupção. O incidente, que se deu pelas 19:05, provocou a interrupção do fornecimento de energia a 16 clientes MT e a clientes de BT, com tempos que variaram entre os dez minutos e uma hora e quarenta e seis minutos. 28 de novembro Na sequência das manobras de configuração da rede MT, no dia 28 de novembro, ocorreu o disparo das linhas MT CNR1 e CNR2 após a abertura do aparelho de manobra 98

99 de rede aérea 2049 (Urzelina), sinalizando máxima intensidade homopolar. Dado que ambas as linhas se encontravam configuradas em anel, o disparo deverá ter sido provocado pela abertura não simultânea das 3 facas (contatos móveis) do aparelho de manobra O incidente, que ocorreu pelas 13:00, afetou 20 clientes MT e clientes de BT, com tempos de interrupção que variaram entre os oito e os catorze minutos Pico 14 de janeiro A 14 de janeiro ocorreu o disparo da linha Madalena-São Mateus (MDSM) por atuação das proteções MIH. Procederam-se às manobras para religação da referida linha, tendo a mesma disparado novamente. A necessidade de manobrar o AMRA-2004 manualmente dificultou as manobras de reposição e a pesquisa para isolar o troço com defeito. Este incidente teve início às 21:06, sendo que pelas 23:29 verificou-se que a avaria teve origem no PT-108 Pocinho. Foi reposto o sistema, sendo a BT do PT-108 ligada ao grupo gerador móvel pelas 00:58 do dia 15 de janeiro. A avaria no PT-108 deveu-se a avaria interna do transformador de potência (o PT sofreu remodelação em 2015, e o transformador instalado tinha ido à fábrica para recuperar e aferir em 2013). O incidente provocou a interrupção do fornecimento de energia a 3 clientes MT e 896 clientes de BT, com tempos que variaram entre os cinquenta e quatro minutos e as quatro horas e cinquenta e cinco minutos. 28 de abril Pelas 20:32 do dia 28 de abril, ocorreu um disparo do grupo 7 da central térmica do Pico, em resultado de defeito no sensor de pressão do sistema de ar de controle do motor. O sistema de comando e controle começou a receber daquele sensor valores erráticos, em função dos quais foi ativada a paragem automática do grupo gerador. Foram desligadas por deslastre as linhas São Roque-Santa Luzia (SRSL), MDSM, Lajes-São Mateus (LJSM), Lajes-Piedade (LJPD) e São Roque-Piedade (SRPD). O incidente afetou 20 clientes de MT e clientes de BT, com tempos de interrupção que variaram entre os cinco e os catorze minutos. 8 de julho No dia 8 de julho verificou-se um disparo do grupo 7 da central térmica do Pico por erro humano, concretamente a atuação indevida de uma botoneira de paragem de emergência. O operador de central estava a testar o funcionamento de um insuflador de ar de arrefecimento, na sequência da desligação do respetivo disjuntor de proteção. Num destes testes, em vez de operar a correspondente botoneira de ligação, desligação e paragem, pressionou uma das botoneiras de paragem de emergência do grupo gerador, situada ao lado daquela. Do disparo resultou a desligação das linhas SRPD, SRSL, LJPD e LJSM, por volta das 05:15. Apesar da demora adicional causada por duas tentativas falhadas de fecho do IT-5, a normalidade no sistema foi reposta pelas 05:36. 99

100 A indisponibilidade afetou 17 clientes de MT e clientes de BT, com tempos de interrupção que variaram entre os catorze e os vinte e um minutos. 11 de outubro A 11 de outubro ocorreu a saída de paralelo do grupo 7 da central térmica, por atuação da proteção contra temperatura demasiado alta da água de arrefecimento à saída do motor. Como consequências deu-se a desligação das linhas MDSM, LJSM, LJPD, SRSL e SRPD. Mais tarde chegou-se à conclusão de que o motivo do disparo não foi a temperatura excessiva da água, mas um defeito na cablagem de ligação do correspondente sensor. O incidente, que ocorreu às 19:49, provocou a interrupção de fornecimento de energia a 20 clientes MT e clientes de BT, com tempos que variaram entre os dez e os quarenta e sete minutos. 22 de dezembro No dia 22 de dezembro ocorreu o disparo com religação da linha LJPD por curto-circuito entre duas fases, por razões desconhecidas. O disparo da linha LJPD foi seguido da saída de paralelo do grupo 6 por alarme de "Rele de proteção do alternador" (por razões relacionadas com a configuração dos correspondentes AVR), deslastrando, por mínimo de frequência, as linhas SRSL, SRPD, LJSM e MDSM. Após a entrada em paralelo do grupo 7, procedeu-se às manobras para religação das linhas. Dificultaram os trabalhos de religação das linhas uma avaria no disjuntor da linha SRSL e a falha de comunicações com o AMRA Este incidente, que se deu pelas 17:34, provocou a interrupção do fornecimento de energia a 20 clientes de MT e clientes de BT, com tempos que variaram entre os dezanove e os quarenta e seis minutos Faial Zonas de qualidade do tipo A e C 20 de março A 20 de março, pelas 11:43, ocorreu o deslastre das linhas MT Santa Bárbara-Feteira, Santa Bárbara-Castelo Branco, Santa Bárbara 04 e Santa Bárbara-Cedros, devido ao disparo do grupo 7 na central térmica de Santa Bárbara (CTSBA). O disparo do grupo foi provocado por atuação da proteção de segurança de temperatura gases escape depois do turbo - Trip desvio positivo. A atuação da proteção foi originada por um curto circuito na cablagem da ficha do sensor de temperatura a jusante do turbo compressor. Este incidente provocou a interrupção do fornecimento de energia a 16 clientes MT e clientes de BT, com tempos que variaram entre os cinco e os dezassete minutos. 5 de maio No dia 5 de maio, pelas 15:35, ocorreu o deslastre das linhas MT Santa Bárbara-Feteira, Santa Bárbara-Castelo Branco, Santa bárbara 04, Santa bárbara 02, Santa Bárbara- Covões, e Santa Bárbara-Cedros, devido ao disparo do grupo 8 na CTSBA. O disparo do grupo deveu-se a problemas de seletividade, nomeadamente, disparo do disjuntor F21 de alimentação 230VFC do comando dos auxiliares deste grupo. 100

101 O incidente provocou a interrupção do fornecimento de energia a 27 clientes MT e clientes de BT, com tempos que variaram entre os cinco e os dezassete minutos. 29 de julho A 29 de julho, pelas 07:34, ocorreu o deslastre das LMT Santa Bárbara-Feteira, Santa Bárbara-Castelo Branco, Santa bárbara 04, Santa bárbara 02, Santa Bárbara-Covões, e Santa Bárbara-Cedros, devido ao disparo do grupo 7 na CTSBA. O disparo do grupo foi provocado por atuação da proteção Trip desvio positivo temperaturas de cilindro, devido à prisão da régua da bomba injetora do cilindro nº7. Este incidente provocou a interrupção do fornecimento de energia a 27 clientes MT e clientes de BT, com tempos que variaram entre os nove e os vinte e quatro minutos. 13 de setembro No dia 13 de setembro, pelas 17:42, ocorreu o deslastre das linhas MT Santa Bárbara-Feteira, Santa Bárbara-Castelo Branco, Santa bárbara 04, Santa bárbara 02, Santa Bárbara-Covões, e Santa Bárbara-Cedros, devido a disparo do grupo 8 na CTSBA. O disparo do grupo foi provocado pelo disparo das bombas de combustível (gasóleo), facto este que originou uma oscilação da pressão de combustível, resultando no disparo por atuação da proteção de segurança de temperatura muito alta de cilindro. Este incidente provocou a interrupção do fornecimento de energia a 27 clientes MT e clientes de BT, com tempos que variaram entre os três e os dez minutos. 30 de novembro No dia 30 de novembro, pelas 23:28, verificou-se uma indisponibilidade provocada por disparo das linhas MT Santa Bárbara-Feteira, Santa Bárbara-Cedros, Santa Bárbara- Covões e Santa Bárbara 04. Na origem do disparo esteve uma sequência de fortes descargas atmosféricas. Este incidente atingiu 22 clientes MT e clientes de BT, tendo sido reposta a energia de forma faseada entre sete a onze minutos. Zonas de qualidade do tipo C 25 de outubro No dia 25 de outubro, pelas 03:15, verificouse uma indisponibilidade provocada por disparo da linha MT Covões-Castelo Branco. Na origem do disparo esteve uma sequência de fortes descargas atmosféricas. A demora na reposição deveu-se ao facto de se ter verificado falhas de comunicação com o PS dos Covões, o que obrigou a intervenção manual, que associado ao facto de a ocorrência se ter verificado de madrugada, motivou que se demorasse duas horas a iniciar-se a reposição de energia. Este incidente provocou a interrupção do fornecimento de energia a 3 clientes de MT e 797 de BT, com tempos de interrupção que variaram entre as duas horas e um minuto e as duas horas e vinte e quaro minutos Flores 17 de janeiro A 17 de janeiro ocorreu o disparo da linha de transporte Lajes-Santa Cruz 1 (LSC1) por MIF, originando uma interrupção geral. Foi re- 101

102 posta a ligação de todo o sistema de imediato, não tendo sido detetada nenhuma anomalia na linha ou noutra instalação qualquer, após a religação, ou em data posterior, após se percorrer a linha. Este incidente, que ocorreu pelas 02:37, provocou a interrupção do fornecimento de energia 21 clientes de MT e de BT, por períodos entre os doze e os vinte minutos. 11 de fevereiro A 11 de fevereiro, pelas 00:38, verificou-se uma indisponibilidade provocada pelo disparo do grupo 1 da central termoelétrica das Flores (CTFL). Na origem deste disparo esteve a falha mecânica do atuador deste mesmo grupo, que teve como consequência a diminuição das rotações do motor até atuar a proteção elétrica de potência inversa (-P). Foi substituído o atuador, ficando o grupo operacional. Este incidente provocou a interrupção do fornecimento de energia a 11 clientes MT e clientes de BT, tendo sido reposta a energia de forma faseada entre os oito e os nove minutos. 12 de fevereiro No dia 12 de fevereiro, enquanto se fazia manutenção na subestação da central termoelétrica das Flores, ao desligar a tomada dos comandos do disjuntor da linha de transporte, a proteção desta linha deu ordem de disparo a todas as linhas de distribuição que se mantinham ligadas a esta subestação. Verificou-se ser uma função da proteção que não tinha razão de existir, e foi retirada de serviço. A interrupção, que se iniciou pelas 09:20, provocou a interrupção do fornecimento de energia a 10 clientes MT e clientes de BT, com tempos que variaram entre os vinte e cinco e os vinte e nove minutos. 31 de outubro A 31 de outubro, pelas 03:08, deu-se o disparo de todas as linhas ligadas ao posto de seccionamento de Santa Cruz por Weak Infeed. A origem esteve num contornamento severo no PT particular da Altice em Santa Cruz das Flores. Foi solicitado ao cliente a substituição das celas isoladas a SF6, que se encontravam algo deterioradas por mais de 20 anos de serviço no PT que se situa a cerca de 50 metros do mar, embora se encontre o mais isolado possível do exterior. A interrupção provocou a interrupção do fornecimento de energia a 11 clientes MT e a clientes de BT, com tempos que variaram entre os nove e os treze minutos Corvo 3 de maio No dia 3 de maio, pelas 06:23, verificou-se o disparo do grupo 3 da central térmica do Corvo. Na origem deste disparo esteve a falha elétrica no sensor de posição da cambota, provocando a paragem imediata do grupo. Após substituição do sensor o grupo ficou operacional. O incidente provocou a interrupção do fornecimento de energia a 2 clientes MT e 280 clientes de BT, com tempos que variaram entre os nove e os doze minutos. 4 de julho A 4 de julho, pelas 15:37, ocorreu o disparo do grupo 5 da central térmica. O autómato principal do sistema de comando da central térmica do Corvo entrou em defeito, provo- 102

103 cando o disparo deste grupo por falta de comunicação. O autómato da central foi renovado (CPU e fonte de alimentação). Este incidente atingiu 2 clientes MT e 279 clientes de BT, tendo sido reposta a energia de forma faseada entre os doze e os treze minutos Incidentes de grande impacto (IGI) No ano de 2017 verificaram-se 12 incidentes cuja classificação de grande impacto, prevista no Artigo 18º do RQS, considera os limiares definidos na alínea b) do nº 7 da Diretiva N.º 20/2013 com as alterações introduzidas a 23 de agosto pela Diretiva n.º 12/2017. Estes incidentes ocorreram nas ilhas Terceira (3), Graciosa (1), São Jorge (4), Pico (2) e Faial (2). Destes 12 incidentes de grande impacto, 4 foram devido a trabalhos programados e os restantes 8 devido a ocorrências imprevistas. As situações previstas resultaram de: Duas ocorrências pela necessidade de intervenção nas redes; Duas ocorrências pela necessidade de intervenção em centros produtores. As situações acidentais resultaram de: Quatro ocorrências por razões de segurança em centros produtores; Duas ocorrências por causas próprias em centros produtores; Duas ocorrências por causas próprias ao nível das redes. Na ilha Terceira, os três incidentes de grande impacto, foram de causa imprevista: - No dia 28 de abril, devido às saídas de paralelo dos grupos 6, 8, 9 e 10 na central térmica Belo Jardim, verificou-se o deslastre de várias linhas MT. Foi detetada uma avaria no sistema de vapor que obrigou a indisponibilizar o coletor principal e consequentemente operar a gasóleo. Durante esta operação, e devido a falha de medição no sistema de armazenagem de gasóleo, verificou-se a saída intempestiva dos grupos 9, 10, e posteriormente dos grupos 6 e 8 por falta de alimentação de combustível, originando uma interrupção generalizada na ilha. 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 33,29 MWh e uma duração total de cento e sessenta e um minutos. - No dia 2 de setembro, pelas 03:34, ocorreu a saída de paralelo do grupo 9 na central térmica Belo Jardim, que provocou o deslastre de várias linhas MT. Foi detetada uma rutura na tubagem do circuito de água de refrigeração AT. A queda de pressão atuou a proteção, provocando o disparo do grupo. 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 16,34 MWh e uma duração total da ocorrência de duzentos e sessenta e um minutos. - No dia 4 de dezembro, pelas 17:20, verificou-se uma redução abrupta de potência em ambos os parques eólicos (CAEN e EDA Renováveis), motivado por ventos excessivos que desencadeiam a paragem de torres eólicas por motivos de segurança, originando interrupções por atuação de deslastres por mínima frequência nas linhas de média tensão. Adicionalmente, a sobrecarga no regulador do grupo 10 da central térmica do Belo 103

104 Jardim, causou o disparo do grupo e, com o consequente agravamento da frequência, originou a desligação dos restantes centros produtores (central geotérmica do Pico Alto e central de valorização energética) e os correspondentes deslastres de linhas de média tensão para reequilíbrio do sistema. Esta ocorrência ( ), afetou clientes de ambos os conselhos de Angra do Heroísmo e Praia da Vitória, tendo como energia não fornecida ou não distribuída 10,1 MWh e uma duração total da ocorrência de quarenta e oito 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 do semi-barramento 2 do Quadro MT 15 KV para efetuarse o acoplamento de novo painel (P222). Esta ocorrência ( ), resultou na interrupção de energia aos clientes com uma duração total das interrupções de duzentos e dezoito minutos e energia não fornecida ou não distribuída de 2,35 MWh. Na ilha de São Jorge, verificaram-se quatro ocorrências consideradas de incidente de grande impacto. Três destas ocorrências, imprevistas, deveram-se a avarias na rede de distribuição: - No dia 2 de fevereiro, pelas 12:41 ( ), ocorreram disparos das linhas MT CNR1 e CMNM com sinalização de máxima intensidade de fase e máxima intensidade homopolar. Os disparos foram causados por avaria no transformador de tensão do AM 2007 Levadas 1, causando a interrupção a clientes ao longo de trezentos e um minutos e com uma energia não fornecida ou não distribuída de 1,1 MWh. - No dia 4 de fevereiro, pelas 20:45 ( ), verificou-se o disparo da linha MT RLTP com sinalização de máxima intensidade homopolar. O disparo foi causado por isoladores partidos no seccionador de entrada do PT 1016 Portugal Telecom. Esta interrupção afetou clientes ao longo de cento e oitenta minutos, com uma energia não fornecida ou não distribuída de 1,18 MWh. - No dia 5 de dezembro, pelas 21:30 ( ), ocorreu uma interrupção generalizada em toda a ilha, devido ao transformador de tensão do grupo 8 que rebentou. Foi necessária a intervenção dos Bombeiros Voluntários das Velas. Após trabalhos de desenfumagem e limpeza do barramento, foram ligados todos os clientes, resultando numa duração total de oitenta e nove minutos e que afetou clientes de ambos os concelhos de São Jorge com uma energia não fornecida ou não distribuída de 4,54 MWh. A ocorrência devido à necessidade de trabalhos programados verificou-se no dia 10 de dezembro, pelas 04:50 ( ), sendo necessário a realização de uma interrupção generalizada para a substituição do transformador de tensão do grupo 8 que se danificou no dia 5 de dezembro - incidente anteriormente descrito. A interrupção de energia afetou clientes durante cento e vinte e quatro minutos, com uma energia não fornecida ou não distribuída de 6,09 MWh. Na ilha do Pico verificaram-se dois incidentes de grande impacto, sendo estas interrupções de serviço devido a trabalhos programados nas redes de média tensão: - No dia 29 de janeiro, pelas 07:50 ( ), na Linha MT Lajes-São 104

105 Mateus no âmbito da remodelação do ramal MT para o PT 99 Galeão, afetando 907 clientes ao longo de duzentos e trinta e um minutos, com uma energia não fornecida ou não distribuída de 1,29 MWh. - No dia 12 de fevereiro, pelas 07:45 ( ), para trabalhos na linha MT Lajes-São Mateus, troço entre o IAT 2005 São João e o seccionador 2026 Guindaste, com vista á colocação em serviço do novo ramal MT para o PT 0099 Galeão e desativação de um troço da linha MT existente, compreendido entre o apoio 118 e o seccionador 2027 São Caetano. Esta interrupção de energia programada afetou 906 clientes ao longo de trezentos e um minutos, com uma energia não fornecida ou não distribuída de 1,59 MWh. originou o deslastre de linhas MT. A reposição do fornecimento de energia aos clientes afetados ficou concluída em cerca de noventa e sete minutos, com uma energia não fornecida ou não distribuída de 2,1 MWh. Na ilha do Faial, verificaram-se duas ocorrências imprevistas, cuja a energia não distribuída ultrapassou o limiar regulamentar e como tal consideradas de incidentes de grande impacto. Estiveram na origem destas duas ocorrências, avarias no grupo 8 da central térmica de Santa Bárbara, nas seguintes datas: - No dia 28 de março, pelas 15:54 ( ), em simultâneo com uma avaria na rede MT, ocorreu o disparo do Grupo 8, causando uma interrupção por deslastre de cargas. A reposição total do sistema elétrico, que afetou clientes, ficou concluída ao fim de cento e sessenta e nove minutos, com uma energia não fornecida ou não distribuída de 2,4 MWh. - No dia 26 de junho, pelas 12:00 ( ), verificou-se, na central térmica de Santa Bárbara, a saída de paralelo do Grupo 8, por retorno de potência, devido a avaria técnica não identificada, que 105

106 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 2017 a EDA submeteu 10 incidentes, e viu aprovados 8 situações que reuniam as condições elencadas, aguardando a comunicação das duas restantes. As situações aprovadas verificaram-se na ilha de São Jorge, resultantes de ventos de intensidade excecional. A aprovação da ERSE pode ser consultada nas tabelas seguintes e no sitio da internet da EDA ( 106

107 107

108 6. 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 215 apoios de linhas da rede MT S. Maria E Manutenção preventiva de 16 aparelhos de manobra da rede aérea MT, destes 5 são telecomandados S. Maria E Desmatagem dos corredores das linhas MT S. Maria E Melhoria das terras de serviço de 2 PTD S. Maria E Inspeção de 63 PTD (postos de transformação públicos) S. Maria E Manutenção preventiva de 29 PTD S. Maria E Substituição de transformador de 1 PTD S. Maria E Substituição de celas MT dos PS1036 e PT0070 S. Maria E - Inspeção da rede BT de 12 PTD S. Maria E Manutenção preventiva da rede BT de 13 PTD S. Maria E Manutenção de 223 AD (armários de distribuição) da rede subterrânea de BT S. Maria E Manutenção preventiva da iluminação pública de 59 PTD S. Maria I Remodelação do 1 PT0038 (passagem de aéreo para cabina) 108

109 Ilha Descrição da acção (I -Investimento / E -Exploração) S. Maria I Montagem de 11 caixas de proteção e seccionamento em 7 RDBT S. Maria I Remodelação de parte da rede BT do PT0051 S. Maria E Melhoria das terras de serviço de 2 PTD S. Maria S. Miguel S. Miguel Manutenção de equipamentos de subestações e postes de transformação equipados com sistemas de proteção comando e controlo: 2 transformadores 10/6 kv 1 sistema comando controlo / unidade remota E- Ações de manutenção preventiva da rede BT de cerca de 60 postos de transformação; E- Ações de inspeção preventiva da rede BT de cerca de 85 Postos de Transformação E - Manutenção de AD (armários de distribuição) da rede subterrânea BT do concelho de Ribeira Grande E Inspeção de AD (armários de distribuição) da rede subterrânea BT do concelho de Ponta Delgada S. Miguel I - Reconfiguração/Beneficiação da rede BT de cerca de 30 postos de transformação S. Miguel S. Miguel I - Integração de novos PT na rede BT existente e estabelecimento de novas saídas BT tendo em vista a melhoria de tensões e repartição de cargas: PT 110, PT 111, PT 112 e PT 563 E - Ações de manutenção preventiva a cerca de 286 postos de transformação/postos de seccionamento E - Ações de inspeção preventiva a cerca de 318 postos de transformação/postos de seccionamento S. Miguel I - Desvio/alteração localização de PT: PT 40, PT 182 e PT 265 S. Miguel I - Alteração de potência PT: PT 158, PT 425, PT 487 e PT 558 S. Miguel E - Substituição de transformadores devido a mau estado de conservação: PT 219, PT 310, PT 192, PT 512, PT 349 e PT 176 S. Miguel I - Substituição do transformador do PT 357 tendo em vista a melhoria de tensões S. Miguel I Substituição do QGBT: PT 60, PT 321 e PT 92 S. Miguel I - Substituição de celas MT equipadas com tecnologia SF6 devido a baixa pressão SF6: PT 134, PT 348, PT 353, PT 383, PT 428, PT 517, PT 22, PT 46, PT 207, PT 313 e PT 411 S. Miguel E - Substituição de celas MT equipadas com tecnologia SF6 devido a mau estado de conservação no PT 274 S. Miguel I - Beneficiação de terras de serviço e proteção de 14 PTD 109

110 Ilha S. Miguel S. Miguel S. Miguel Descrição da acção (I -Investimento / E -Exploração) E - Ações de manutenção preventiva de 569 apoios e inspeção de 1300 apoios das linhas da rede MT/AT I - Desvio/alteração/reconfiguração dos ramais MT para PT: PT 42, PT 182, PT 301 e nó dos PT Sete Cidades/Mosteiros E - Trabalhos diversos no âmbito do SPEA tais como: a) Montagem de cabo coberto em alguns apoios de transição da rede MT b) Montagem de cabo coberto em 27 PTD S. Miguel Terceira Terceira Terceira Terceira Terceira Terceira Manutenção de equipamentos de subestações e postes de transformação equipados com sistemas de proteção comando e controlo: 12 barramentos 60 kv 21 painéis linha AT 60 kv 11 painéis transformador AT 60 kv 5 painéis de seccionamento AT 60 kv 8 compartimentos barras MT 30 kv 21 painéis linha MT 30 kv 8 painéis transformador MT 30 kv 6 painéis de seccionamento MT 30 kv 2 painel potencial de barras MT 30 kv 5 compartimentos barras MT 10 kv 11 painéis linha MT 10 kv 6 painéis transformador MT 10 kv 4 painéis de seccionamento MT 10 kv 1 painéis TSA/RN MT 10 kv 1 painel potencial de barras MT 10 kv 4 transformador 60/30 kv 8 transformador 60/10 kv 2 transformador 30/10 kv 1 sistema comando controlo / unidade remota 11 serviços auxiliares C.A. 12 serviços auxiliares C.C. E Ações de manutenção preventiva de 148 apoios e Inspeção de 473 apoios das linhas da rede MT/AT E Manutenção preventiva de 71 aparelhos de manobra da rede aérea E Substituição de 7 QGBT de PTD I Reforço de rede BT de 49 PTD E Manutenção preventiva de 153 PTD I Substituição de 11 transformadores, sendo 6 alterações de potência em PTD 110

111 Ilha Terceira Terceira Terceira Terceira Terceira Graciosa Graciosa Graciosa Graciosa Graciosa Graciosa Graciosa Descrição da acção (I -Investimento / E -Exploração) I - Montagem de celas MT equipadas com tecnologia SF6 em 7 PTD E Inspeção de 135 PTD e 6 PS E Manutenção preventiva da rede BT de 3 PTD E Inspeção das redes BT de 26 PTD Manutenção de equipamentos de subestações e postes de transformação equipados com sistemas de proteção comando e controlo: 5 compartimentos barras MT 30 kv 12 painéis linha MT 30 kv 9 painéis transformador MT 30 kv 7 painéis de seccionamento MT 30 kv 1 painéis TSA/RN MT 30 kv 4 painel potencial de barras MT 30 kv 6 compartimentos barras MT 15 kv 36 painéis linha MT 15 kv 9 painéis transformador MT 15 kv 4 painéis de seccionamento MT 15 kv 5 painéis baterias condensadores MT 15 kv 6 painéis TSA/RN MT 15 kv 2 painel potencial de barras MT 15 kv 2 compartimentos barras MT 6 kv 2 painéis linha MT 6 kv 2 painéis transformador MT 6 kv 1 painéis de seccionamento MT 6 kv 2 painéis TSA/RN MT 6 kv 6 transformador 30/15 kv 2 transformador 30/6,9 kv 10 serviços auxiliares C.A. 10 serviços auxiliares C.C. E Manutenção preventiva de 12 postos de transformação/postos de seccionamento E - Ações de inspeção preventiva de 20 postos de transformação/postos de seccionamento I Beneficiação de terras de serviço e proteção de 2 postos de transformação I - Montagem/Substituição/Desvio de 84 apoios BT E- Ações de manutenção preventiva da rede BT de cerca de 7 postos de transformação; E- Ações de inspeção preventiva da rede BT de cerca de 8 postos de transformação E Substituição de 5 QGBT em postos de transformação 111

112 Ilha Graciosa Graciosa Graciosa Graciosa Graciosa Graciosa S. Jorge Descrição da acção (I -Investimento / E -Exploração) E - Manutenção de todos os armários de distribuição da rede subterrânea de BT I - Montagem de 4 celas MT equipadas com tecnologia SF6 em PTD E Desmatagem dos corredores das linhas MT E Modificação de rede BT onde a secção do cabo era reduzida E Instalação de 4 caixas de seccionamento para garantir proteção de alguns circuitos longos E Ações de manutenção preventiva de 12 apoios e inspeção de 221 apoios das linhas da rede MT/AT E Ações de manutenção preventiva de 170 apoios e inspeção de 247 apoios das linhas da rede MT/AT S. Jorge I Instalação de 1 aparelho de manobra na rede aérea MT S. Jorge E Manutenção preventiva de 11 aparelhos de manobra da rede aérea MT S. Jorge E Manutenção preventiva de 35 PTD, e inspeção de 37 PTD e 2 PS S. Jorge I Substituição de 8 QGBT em PTD S. Jorge E Montagem/Substituição/Desvio de 2 AD da rede subterrânea de BT S. Jorge E Manutenção preventiva da rede BT em 16 PTD e inspeção da rede BT em 30 PT S. Jorge E - Montagem/Substituição/Desvio de 81 apoios BT Pico Pico Pico Pico Pico Pico Pico Pico Pico Pico Pico Pico E Manutenção preventiva de 67 PTD E Inspecção de 133 PTD e inspecção termográfica de 51 PTD I Substituição de celas em 3 PTD E Substituição do transformador de 4 PTD I Montagem de celas MT equipadas com tecnologia SF6 nas celas de linha de 2 PS e 1 PTD E Substituição de QGBT de 1 PTD I Substituição de Seccionador de 4 PTD I Melhoria das terras de serviço de 2 PTD I Remodelação de 2 PTD aéreos I Remodelação dos troços em cobre nu da rede BT de 2 PTD E - Substituição/Desvio de 33 apoios BT I - Substituição de 51 apoios BT 112

113 Ilha Pico Pico Pico Pico Pico Pico Pico Faial Faial Faial Faial Faial Faial Faial Flores Descrição da acção (I -Investimento / E -Exploração) E Desmatação da rede BT de 29 PTD E - Inspeção da rede BT de 26 PTD E Manutenção preventiva da iluminação pública de 129 PTD e substituição de 95 armaduras E Manutenção preventiva de 12 aparelhos de manobra da rede aérea E Desmatagem dos corredores das linhas MT E Ações de manutenção preventiva de 35 apoios e inspeção de 496 apoios das linhas da rede MT/AT 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 1 painéis transformador MT 30 kv 1 painéis TSA/RN MT 30 kv 1 compartimentos barras MT 15 kv 3 painéis linha MT 15 kv 1 painéis transformador MT 15 kv 2 sistema comando controlo / unidade remota 1 serviços auxiliares C.C. E - Ações de manutenção preventiva de 122 apoios e inspeção de 113 apoios das linhas da rede MT/AT. E Manutenção preventiva de 50 PTD I - Montagem/Substituição/Desvio de 95 apoios BT E Manutenção de 128 AD da rede subterrânea de BT E Manutenção preventiva da rede BT de 20 PTD E Manutenção preventiva de 8 aparelhos de manobra da rede aérea Manutenção de equipamentos de subestações e postes de transformação equipados com sistemas de proteção comando e controlo: 1 compartimentos barras MT 15 kv 3 painéis linha MT 15 kv 1 painéis transformador MT 15 kv 1 painel potencial de barras MT 15 kv 1 serviços auxiliares C.A. 1 serviços auxiliares C.C. E - Substituição de 4 armários na rede BT do PT 22 Urbanização Ângelo de Freitas Henriques 113

114 Ilha Flores Flores Flores Flores Flores Flores Flores Descrição da acção (I -Investimento / E -Exploração) E Montagem de seccionador MT no início do ramal para o PT 12 - Lajedo E Montagem de seccionador MT no início do ramal para o PT 13 - Mosteiro E -Substituição de 10 apoios de rede BT E Substituição do TP do PT 29 - Ribeirinha E Inspeção a 32 PT públicos, incluindo medição de terras E Manutenção preventiva em 16 PT públicos E Manutenção a 6 PS anexos a PT particulares Flores I Substituição de celas do PS 1022 Flores Flores Flores Flores Flores Flores Corvo Corvo Corvo I Remodelação de 5 PT públicos com montagem de equipamento compacto de corte em SF6 E Ações de inspeção de 161 apoios das linhas da rede MT E Manutenção ao sistema de comando e controlo dos IAT da rede MT Manutenção geral ao PS Santa Cruz 6 celas de linha 2 celas de TT 1 cela de inter-barras 2 celas de reserva de linha equipadas Manutenção à SE da CTFLO Celas afetas à Distribuição 3 celas de linha Manutenção de equipamentos de subestações e postes de transformação equipados com sistemas de proteção comando e controlo: 2 compartimentos barras MT 15 kv 11 painéis linha MT 15 kv 2 painéis de seccionamento MT 15 kv 2 painéis TSA/RN MT 15 kv 2 painel potencial de barras MT 15 kv 2 sistema comando controlo / unidade remota 1 serviços auxiliares C.A. 1 serviços auxiliares C.C. E Inspeção a 1 PT Público E Manutenção a 1 PT Público E Manutenção a 1 PS anexos a PT particular 114

115 Ilha Todas as ilhas Descrição da acção (I -Investimento / E -Exploração) Manutenção a 349 equipamentos de subestações (barramentos, painéis de linha, painéis de transformadores, transformadores, reactâncias, sistemas de proteção comando e controlo, sistemas de corrente contínua, etc,) 115

116 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 - Manutenção preventiva dos grupos geradores S. Maria - Central do Aeroporto E - Revisão geral aos turbocompressores dos grupos MAN L21/31 S. Maria - Central do Aeroporto E - Revisão geral ás bombas Injetoras dos grupos MAN S. Maria - Central do Aeroporto E - Revisão geral aos aerorefrigeradores dos grupos CAT3516 TA e TB S. Miguel - Central do Caldeirão E - A alteração do algoritmo de controlo secundário de frequência S. Miguel - Central do Caldeirão E - Instalação de sistema de acesso remoto aos autómatos, para intervenções corretivas e preventivas no sistema de comando e controlo S. Miguel - Central do Caldeirão E - Substituição do banco de baterias nº 2 (110 VDC) S. Miguel - Central do Caldeirão E - Manutenção preventiva dos grupos geradores S. Miguel - Central do Caldeirão S. Miguel - Central do Caldeirão E - Manutenção geral dos reguladores em carga dos transformadores de potência dos grupos 5 a 8 E - Manutenção aos Sistemas auxiliares: - Tratamento de combustível; - Tratamento de lubrificantes; - Tratamento de efluentes oleosos; - Sistemas de emergência; - Sistemas de corrente contínua Terceira - Central do Belo Jardim E - Substituição do acoplamento elástico do grupo 10 Terceira - Central do Belo Jardim Terceira - Central do Belo Jardim Terceira - Central do Belo Jardim Graciosa - Central da Graciosa Graciosa - Central da Graciosa E - Manutenção de grupos geradores* I - Substituição dos turbocompressores dos grupos 5 a 8 (ASB ) I - Montagem de sistema de monitorização de chumaceiras nos grupos 5 a 8 I - Remodelação da subestação I - Manutenções dos grupos geradores * Grupo 7 não concluído; grupo 10 adiado 116

117 Ilha Descrição da acção (I -Investimento / E -Exploração) S. Jorge - Central do Caminho Novo I - Construção de uma nova subestação na central térmica** S. Jorge - Central do Caminho Novo E - Manutenção dos grupos geradores Pico - Central Nova I - aquisição e montagem de dois carregadores de baterias do sistema de 24 V CC, substituindo igual número de carregadores datando do arranque da central, um dos quais se detetou estar com problemas de funcionamento Pico - Central Nova I - substituição dos dois AVR do grupo 6 Faial - Central Santa Bárbara Faial - Central Santa Bárbara Faial - Central Santa Bárbara Faial - Central Santa Bárbara Faial - Central Santa Bárbara Flores - Central das Flores Flores - Central das Flores E - Manutenções preventivas dos grupos geradores 4, 6 e 8, conforme PMP Nível III E - Manutenção ao sistema de ventilação da sala de máquinas E - Manutenção à UPS e substituição do respetivo banco de baterias I - Aquisição de unidade compressora para o sistema de baixa pressão (7 bar)*** I - Aquisição de uma unidade compressora (30 bar) para o ar de arranque e comando do grupo gerador 5 E - Manutenções dos grupos geradores: execução de manutenção preventiva aos cinco grupos conforme PMP Nível III E - Manutenções dos sistemas auxiliares da central, incluindo: - Execução de ensaios de autonomia aos bancos de baterias; - Manutenção e tratamento do sistema de combustível; - Inspeção aos tanques de combustível - Manutenção às celas MT e transformadores da SE_CTFL; - Manutenção aos PC s de comando e controlo; Corvo - Central do Corvo I - Substituição do grupo 3 Corvo - Central do Corvo Corvo - Central do Corvo E - Manutenções dos grupos geradores: execução de manutenção preventiva aos cinco grupos conforme PMP Nível III E - Manutenções dos sistemas auxiliares da central, incluíndo: - Instalação de Ar condicionado na sala de quadros; ** Em fase de conclusão *** Em fase de instalação 117

118 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- 118

119 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. 119

120 DREn Direção Regional da 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. 120

121 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 FIjMT 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 121

122 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. 122

123 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 123

124 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 124

125 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. 125

126 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 126

127 - 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 127

128 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. 128

129 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

130 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. 130

131 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. 131

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