Relatório da Qualidade de

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1 Relatório da Qualidade de Serviço 2015

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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. O ano de 2014 foi marcado pela entrada em vigor de um novo Regulamento da Qualidade de Serviço que definiu novos contextos e novas metas para os parâmetros relativos à qualidade do serviço a prestar aos clientes. As alterações introduzidas por esta redação do Regulamento da Qualidade de Serviço, para a RAA, são mais significativas no que respeita à continuidade de serviço: padrões de qualidade mais exigentes, 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 2015 a EDA deu continuidade à adaptação a esta realidade, mantendo o trabalho desenvolvido nos últimos anos, com o objetivo de vir a cumprir as maiores exigências estabelecidas regulamentarmente, e de ver aumentada a satisfação dos seus clientes. Neste setor, a qualidade de serviço pode ser analisada pela sua componente comercial e pela sua natureza técnica (continuidade de serviço e qualidade da onda de tensão). No que diz respeito ao comercial, a qualidade refere-se aos aspetos relacionados com o atendimento, pedidos de informação e assistência técnica, ou seja, aferir a comunicação e os serviços prestados aos clientes. No âmbito da continuidade de serviço, pode ser observado o número e a duração das interrupções através de diversos indicadores. Por sua vez, a amplitude, a frequência, a forma da onda, bem como a simetria do sistema trifásico avaliam a qualidade da onda tensão. No que concerne aos indicadores gerais de relacionamento comercial a EDA 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, tendo-se, no entanto, verificado incumprimentos 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. Quando comparado com 2014, o ano de 2015 apresenta uma melhoria dos indicadores de continuidade de serviço da Região Autónoma dos Açores, sobretudo ao nível da duração das interrupções. Na Região existem três níveis de qualidade de serviço, definidos no regulamento da qualidade de serviço, designadamente: zonas dos tipos A, B e C. A continuidade de serviço foi alvo de uma análise pormenorizada no capítulo 4, onde são apresentados e analisados os resultados dos indicadores gerais e individuais para a MT e para a BT (por zona de qualidade de serviço 3

4 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 5, dedicado à qualidade da onda de tensão, encontra-se exposta uma análise criteriosa e minuciosa de todas as situações de incumprimento e das cavas registadas com maior severidade. 4

5 Índice 1. Introdução Qualidade de serviço comercial Qualidade de serviço comercial Indicadores gerais Indicadores Individuais Clientes com necessidades especiais e clientes prioritários Ações mais relevantes para garantia da qualidade de serviço de âmbito comercial Continuidade de serviço Indicadores gerais Indicadores gerais MT - RAA Indicadores MT - ilha Continuidade BT Indicadores BT ilhas Indicadores individuais Qualidade da onda de tensão Plano de monitorização Plano de monitorização Redes de transporte e distribuição em AT e MT Plano de monitorização Rede de distribuição em BT Indicadores semanais Qualidade onda de tensão Amplitude Tremulação (Flicker) Desequilíbrio Frequência Harmónicos Cavas Sobretensões Evolução da qualidade da onda de tensão

6 5. Principais incidentes Santa Maria São Miguel Terceira Graciosa São Jorge Pico Faial Flores Corvo 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 Percentagem de atendimentos presenciais em lojas comerciais da EDA Tabela 2-2 Visitas combinadas às instalações dos clientes Tabela 2-3 Assistência técnica após comunicação de avaria Tabela 2-4 Compensações pagas a clientes por incumprimento de prazo de chegada à instalação do cliente Tabela 2-5 Compensações pagas pelos clientes Tabela 2-6 Restabelecimento do fornecimento de energia elétrica após suspensão do serviço por facto imputável ao cliente Tabela 2-7 Número de clientes com necessidades especiais e clientes prioritários Tabela Evolução do número de ocorrências Tabela Evolução do número de ocorrências por causa Tabela Evolução do n.º de ocorrências por origem Tabela 3-4- Evolução do n.º de interrupções em PdE da rede MT na RAA Tabela Evolução do n.º de interrupções por origem e duração Tabela Evolução do n.º de interrupções por ilha Tabela N.º de interrupções 2014 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 Tabela Evolução dos indicadores de continuidade de serviço da RAA, por zona, para interrupções longas Tabela Indicadores de continuidade de serviço da RAA, por zona e origem, para interrupções longas Tabela Indicadores de continuidade de serviço da RAA, por zona e causa para interrupções longas Tabela Indicadores de continuidade de serviço da RAA, para interrupções longas (hh:mm).. 44 Tabela Evolução do TIEPI por ilha - interrupções longas (hh:mm) Tabela TIEPI - interrupções longas por origem (hh:mm) Tabela TIEPI - interrupções longas por causa (hh:mm) Tabela MAIFI - interrupções longas 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)

8 Tabela Evolução do SAIFI - interrupções longas (n.º) 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 (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 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 Tabela Indicadores de continuidade de serviço BT da RAA, para interrupções longas, por origem Tabela Indicadores de continuidade de serviço BT da RAA, para interrupções longas, por causa Tabela Indicadores de continuidade de serviço de BT da RAA, para interrupções longas Tabela Evolução do SAIFI BT - interrupções longas (n.º) Tabela SAIFI BT - interrupções longas, por origem (n.º) Tabela SAIFI BT - interrupções longas, por causa (n.º) Tabela 3-38 SAIFI BT, para interrupções longas (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 (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 4-3 Cavas na média tensão na Ilha de Santa Maria Tabela 4-4 Cavas na baixa tensão na Ilha de Santa Maria Tabela 4-5 Cavas na alta e média tensão na Ilha de São Miguel

9 Tabela 4-6 Cavas na baixa tensão na Ilha de São Miguel Tabela 4-7 Cavas na média tensão na Ilha Terceira Tabela 4-8 Cavas na baixa tensão na Ilha Terceira Tabela 4-9 Cavas na média tensão na Ilha Graciosa Tabela 4-10 Cavas na baixa tensão na Ilha Graciosa Tabela 4-11 Cavas na média tensão na ilha de São Jorge Tabela 4-12 Cavas na baixa tensão na Ilha São Jorge Tabela 4-13 Cavas na média tensão na Ilha do Pico Tabela 4-14 Cavas na baixa tensão na Ilha do Pico Tabela 4-15 Cavas na média tensão na Ilha do Faial Tabela 4-16 Cavas na baixa tensão na Ilha do Faial Tabela 4-17 Cavas na média tensão na Ilha das Flores Tabela 4-18 Cavas na baixa tensão na Ilha das Flores Tabela 4-19 Cavas na média tensão na Ilha do Corvo Tabela 4-20 Sobretensões na média tensão na ilha de Santa Maria Tabela 4-21 Sobretensões na baixa tensão na ilha de Santa Maria Tabela 4-22 Sobretensões na média tensão na ilha de São Miguel Tabela 4-23 Sobretensões baixa tensão na ilha de São Miguel Tabela 4-24 Sobretensões na média tensão ilha Terceira Tabela 4-25 Sobretensões baixa tensão na Ilha Terceira Tabela 4-26 Sobretensões na média tensão na ilha Graciosa Tabela 4-27 Sobretensões baixa tensão na ilha Graciosa Tabela 4-28 Sobretensões na média tensão na ilha de São Jorge Tabela 4-29 Sobretensões baixa tensão na ilha de São Jorge Tabela 4-30 Sobretensões na média tensão na ilha do Pico Tabela 4-31 Sobretensões baixa tensão na ilha do Pico Tabela 4-32 Sobretensões média tensão na ilha do Faial Tabela 4-33 Sobretensões baixa tensão na ilha do Faial Tabela 4-34 Sobretensões na média tensão na ilha das Flores Tabela 4-35 Sobretensões na baixa tensão na ilha das Flores Tabela 4-36 Sobretensões na baixa tensão na ilha das Flores Tabela Síntese dos pontos de entrega onde se verificaram incumprimentos dos limites regulamentares das características da onda de tensão no período de

10 Índice de gráficos Gráfico 2-1 Elaboração de orçamentos de pedidos de fornecimento de energia Gráfico 2-2 Execução de pedidos de fornecimento de energia Gráfico 2-3 Prazo de ligação BT Gráfico 2-4 Tempo médio de ligação Gráfico 2-5 Tempo de espera nos centros de atendimento até 20 minutos Gráfico 2-6 Atendimento telefónico com tempos de espera inferiores a 60 segundos Gráfico 2-7 Atendimento telefónico para comunicação de avarias Gráfico 2-8 Atendimento telefónico comercial Gráfico 2-9 Percentagem de pedidos de informação respondidos até 15 dias úteis Gráfico 2-10 Contadores com leitura até 96 dias, face à leitura anterior Gráfico 2-11 Tratamento de reclamações relativas a faturação e cobranças Gráfico 2-12 Tratamento de reclamações relativas à qualidade da energia elétrica Gráfico 2-13 Tratamento de reclamações relativas ao funcionamento dos equipamentos de medição

11 1. Introdução O ano de 2015 foi o segundo ano de vigência do atual Regulamento da Qualidade de Serviço que definiu novos contextos e novas metas para os parâmetros relativos à qualidade do serviço a prestar aos clientes. As alterações introduzidas por esta redação do Regulamento da Qualidade de Serviço, para a RAA, foram significativas no que respeita à continuidade de serviço: padrões de qualidade mais exigentes, 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. 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 A EDA continua a envidar esforços no sentido de adequar a exploração dos nove sistemas a estes níveis de exigência. 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 11

12 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. Neste sentido, de forma a estar à altura dos desafios e em constante evolução, a EDA garantiu e mantém desde 2006 a certificação da qualidade pela Norma NP EN ISO 9001, certificação esta que obedece a requisitos bastante rigorosos e que visa promover a normalização de produtos/serviços para que a qualidade destes seja permanentemente melhorada. A adoção da Norma NP EN ISO 9001 tem sido vantajosa para a empresa, uma vez que lhe tem vindo a conferir maior organização, qualidade na prestação de serviços, produtividade e credibilidade, elementos que são facilmente identificáveis pelo cliente, na relação que mantém com a EDA. É ainda de realçar que a realidade arquipelágica dos Açores representa dificuldades acrescidas, tanto do ponto de vista da gestão do sistema eletroprodutor, como da perspetiva do relacionamento comercial, pois a dispersão de recursos humanos, a necessidade destes desempenharem múltiplas tarefas, por vezes em distintas áreas de negócio, são fatores determinantes no desempenho qualitativo do serviço prestado. Dado que os recursos são escassos em algumas ilhas, determinadas contingências, como por exemplo o absentismo por razões de saúde (ou outras), podem ser obstáculos delimitadores ao normal funcionamento dos serviços, e ao cumprimento dos padrões de qualidade estabelecidos, o que não tem acontecido na maioria dos casos, em virtude da melhoria continua que tem vindo a ser implementada na EDA, ao nível tecnológico e da aposta na formação técnica dos seus colaboradores. Qualidade de serviço comercial Indicadores gerais 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.. 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 ge- 12

13 rais 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. Para os restantes indicadores gerais, embora sejam quantificados ao abrigo do RQS, não se encontram previstos pela ERSE padrões associados. Os restantes indicadores gerais de qualidade de serviço comercial sem padrões associados pela ERSE e que irão ser objeto de análise neste relatório são os seguintes: Número de orçamentos de ramais de BT elaborados num prazo máximo de 15 dias Artigo 45º, coadjuvado pelo artigo 191º e seguintes do RRC; Número de ramais de BT executados Artigo 45º, coadjuvado pelo Artigo 191º e seguintes do RRC; Tempo médio de ativação de fornecimento de energia elétrica em instalações de BT Artigo 46º; Percentagem de atendimentos presenciais com tempos de espera até 20 minutos, nos centros de atendimento Artigo 33º; Percentagem de leituras fornecidas de forma automática, relativamente ao total de chamadas recebidas para comunicação de leituras Artigo 35º; Percentagem de atendimentos telefónicos comerciais centralizados (call center) para comunicação de avarias, com tempos de espera até 60 segundos Artigo 37º, coadjuvado pelo nº 2 do Artigo 6º do Decreto-Lei nº 134/2009, de 02 de junho; Percentagem de orçamentos de ramais de baixa tensão elaborados no prazo máximo de 15 dias úteis No Gráfico 2-1 encontra-se apresentada a realização dos orçamentos de ramais de baixa tensão relativos ao ano de Analisando o gráfico podemos concluir que o prazo máximo de 15 dias úteis preconizado pelo Art.º 45º do RQS foi cumprido integralmente nas ilhas Graciosa e Corvo e que nas restantes ilhas os valores atingidos foram iguais ou acima de 95%. Em termos quantitativos, verificou-se que dos Pedidos de Fornecimento de Energia orçamentados, foram elaborados num prazo igual ou inferior a 15 dia úteis, o que corresponde a uma percentagem de 96 %, ao nível EDA. 13

14 100% 95% 90% 85% 80% 75% 70% Santa Maria São Miguel Terceira Graciosa São Jorge Pico Faial Flores Corvo EDA Gráfico 2-1 Elaboração de orçamentos de pedidos de fornecimento de energia Número de ramais de baixa tensão executados O número de ramais de baixa tensão executados durante o ano de 2015 pela EDA foi de 3.799, distribuído pelas ilhas do arquipélago, de acordo com o Gráfico 2-2, abaixo apresentado Santa Maria São Miguel 752 Terceira Graciosa São Jorge Pico Faial Flores Corvo EDA Gráfico 2-2 Execução de pedidos de fornecimento de energia 14

15 Percentagem de ativações de fornecimento de energia elétrica em instalações de baixa tensão, executadas no prazo máximo de dois dias úteis após a celebração do contrato de fornecimento de energia elétrica Conforme estabelecido no nº 3 e nº 6 do Artigo 46º do RQS, a ativação de energia elétrica em baixa tensão é avaliada através de 2 indicadores gerais, sendo que um deles é relativo ao prazo para a realização da ativação e o outro relaciona-se com o tempo médio de ativação. Conforme o nº 8 do artigo supracitado, o prazo de ativação corresponde ao tempo entre a celebração do contrato de fornecimento de energia elétrica com o cliente e a realização da ativação. Ainda de acordo com o nº 10 do artigo supracitado, no cálculo deste indicador não são consideradas as ligações em que o cliente expressamente solicite uma data de ligação com prazo superior aos dois dias úteis regulamentarmente estabelecidos. Não foram igualmente consideradas situações 100,00% 98,00% onde a ligação não é executada por facto imputável ao cliente. Por outro lado, no seu cálculo apenas são tidas em conta as situações em que o ramal já se encontra estabelecido, que envolvam somente a colocação ou operação de equipamentos de corte ao nível da portinhola, da caixa de coluna, a ligação ou montagem do contador de energia elétrica e do disjuntor de controlo de potência, ou ainda situações onde o contador já está montado. Relativamente ao indicador geral de prazo para ativação, podemos observar as variações verificadas entre a realização e o padrão exigido na Diretiva 20/2013 da ERSE (90%) no Gráfico 2-3, abaixo apresentado. Assim, visto que a variação entre o padrão exigido e o resultado alcançado foi de + 8,36%, fruto da elevada eficácia alcançada em todas as ilhas do Arquipélago, podemos comprovar que o padrão estipulado foi largamente ultrapassado, o que revela uma vez mais que também nesta matéria a EDA consolida a excelência que caracteriza o seu serviço. 98,36% 96,00% 94,00% 92,00% 90,00% 88,00% 86,00% 84,00% Santa Maria São Miguel Terceira Graciosa São Jorge Pico Faial Flores Corvo EDA 15 Gráfico 2-3 Prazo de ligação BT

16 No que diz respeito ao indicador de tempo médio de ativação, podemos verificar no Gráfico 2-4 que este se verifica em 1 dia para todas as ilhas do arquipélago. 1 0 Santa Maria São Miguel Terceira Graciosa São Jorge Pico Faial Flores Corvo EDA Gráfico 2-4 Tempo médio de ligação Percentagem de atendimentos presenciais com tempos de espera até 20 minutos nos centros de atendimento. De acordo com o estipulado no nº 4 do Artigo 32º do RQS e no caso concreto do atendimento presencial dos centros de atendimento. O cálculo do respetivo indicador é determinado, de acordo com o nº 3 do Artigo 33º, pelo tempo que medeia entre o instante em que a senha é retirada pelo cliente à chegada ao local de atendimento, sendo-lhe atribuído o número de ordem, e o início do seu atendimento. Este deve ser calculado para os centros de atendimento que garantiram pelo menos 40% dos atendimentos efetuados no período em análise. Assim sendo, a análise irá recair nas ilhas de São Miguel, Terceira e Faial, pois é nestas ilhas que se encontram os centros de atendimento com maior fluxo de clientes, que garantem valores percentuais acima do preconizado pelo RQS e com capacidade de análise deste indicador, uma vez que dispõem de sistema automático de senhas por ordem de chegada do cliente. 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 54,8% do total dos atendimentos presencias em Lojas comerciais da EDA, conforme Tabela 3-1abaixo apresentada. De referir que em relação às lojas comerciais do Caminho da Levada, Praia da vitória e Horta, foram tidos em atenção apenas os atendimentos relativos ao período compreendido entre Agosto e Dezembro de 2015, uma vez que foi só durante este período que esteve em funcionamento o sistema automático de gestão de filas de espera nestas lojas. 16

17 Atendimentos presenciais com tempos de espera até 20 minutos nos centros de atendimento Loja Número de atendimentos presenciais realizados Número de atendimentos presenciais realizados com tempo de espera 20 minutos % de atendimentos presenciais com tempos de espera até 20 minutos Matriz de Ponta Delgada ,8% Caminho da Levada * ,5% Ribeira Grande ,0% Angra do Heroísmo ,3% Praia da Vitória * ,2% Horta * ,3% Total ,3% Tabela 2-1 Percentagem de atendimentos presenciais em lojas comerciais da EDA A análise do Gráfico 2.5 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 95,3%. 100,0% 95,3% 80,0% 60,0% 40,0% 20,0% 0,0% Matriz de Ponta Delgada Caminho da Levada * Ribeira Grande Angra do Heroísmo Praia da Vitória * Horta * Total * Atendimentos relativos ao período compreendido entre agosto e dezembro de 2015 Gráfico 2-5 Tempo de espera nos centros de atendimento até 20 minutos 17

18 Percentagem de leituras fornecidas de forma automática, relativamente ao total de chamadas recebidas para comunicação de leituras De acordo com o estipulado no nº 2 do Artigo 35º do RQS, no caso de a receção de leituras ser assegurada por um sistema automático de atendimento, o desempenho é avaliado através de um indicador geral relativo ao sucesso da comunicação de leituras, não havendo um padrão estipulado pela ERSE para este indicador. Conforme Gráfico 2-6 aqui apresentado, podemos verificar que 48,4% das leituras registadas de forma automática são efetuadas através de atendimento telefónico. 53% 52% 51% 50% 49% 48% 47% 46% 45% 48% Gráfico 2-6 Atendimento telefónico com tempos de espera inferiores a 60 segundos Percentagem de atendimentos para comunicação de avarias, com tempos de espera até 60 segundos no atendimento telefónico centralizado O indicador geral relativo ao atendimento telefónico para comunicação de avarias é determinado através do quociente entre o número de chamadas com tempo de espera até 60 segundos e o número total de chamadas, conforme está disposto no ponto 3 do Artigo 36º do RQS. Tendo em atenção o Gráfico 2-7 abaixo apresentado, o valor percentual atingido pela EDA para este indicador é de 86,6%. Podemos verificar que o padrão exigível pela Diretiva 20/2013 da ERSE (85%), foi atingido numa grande parte dos meses do ano e nos 3 meses onde se verificaram maiores intempéries durante o ano de 2015 não foi atingido, essencialmente devido ao facto do call center da EDA ter características híbridas e não possuir linhas dedicadas ao atendimento de avarias, sendo os tempos de atendimento bastante afetados, sempre que se verificam principalmente avarias no setor de produção da empresa, verificandose, em termos globais EDA, uma melhoria deste indicador em relação ao ano de 2014, em 3,3%. 18

19 92,0% 90,0% 89,7% 90,8% 89,2% 90,4% 90,8% 88,0% 86,0% 84,0% 85,0% 83,8% 85,6% 86,0% 85,7% 84,2% 83,6% 86,6% 82,0% 80,0% 78,0% Gráfico 2-7 Atendimento telefónico para comunicação de avarias Percentagem de atendimento telefónico centralizado (call center), com tempos de espera até 60 segundos O indicador geral relativo ao atendimento telefónico comercial é determinado através do quociente entre o número de chamadas com tempo de espera até 60 segundos e o número total de chamadas, conforme está disposto no ponto 3 do Artigo 37º do RQS e é igualmente requerido pelo nº 2 do Artigo 6º do Decreto-Lei nº 134/2009, de 2 de junho. De acordo com o Gráfico 2-8, abaixo apresentado, verificamos que 68,5% das chamadas recebidas pelo call center da EDA têm tempos de espera até 60 segundos. 80,0% 70,0% 60,0% 50,0% 40,0% 30,0% 20,0% 10,0% 0,0% 68,5% Gráfico 2-8 Atendimento telefónico comercial 19

20 Percentagem de pedidos de informação apresentados por escrito, respondidos até 15 dias úteis No que diz respeito aos pedidos de informação que a EDA recebeu por escrito, está estabelecido 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 ao Gráfico 2-9, concluímos que o padrão exigido pela ERSE foi cumprido integralmente em todas as ilhas, salientando que todos os pedidos de informação recebidos foram respondidos antes dos 15 dias úteis. De referir ainda que na ilha do Corvo, não foram recebidos pedidos de informação apresentados por escrito. 100% 95% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% Santa Maria São Miguel Terceira Graciosa São Jorge Pico Faial Flores Corvo EDA Gráfico 2-9 Percentagem de pedidos de informação respondidos até 15 dias úteis Percentagem de clientes de baixa tensão normal cujo contador tenha sido objeto de leitura com intervalo, face à leitura anterior, em prazo inferior ou igual a 96 dias 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 do Gráfico 2-10, abaixo apresentado, a EDA apresenta um valor de 93%, o que indica cumprimento acima do preconizado pela ERSE. 20

21 100% 95% 93% 90% 85% 80% 75% Santa Maria São Miguel Terceira Graciosa São Jorge Pico Faial Flores Corvo EDA Gráfico 2-10 Contadores com leitura até 96 dias, face à leitura anterior 21

22 Indicadores Individuais Visando caraterizar e avaliar o desempenho que a entidade concessionária tem de assegurar a cada cliente, surgiram os indicadores individuais de relacionamento comercial. Os níveis mínimos exigidos estão previstos nos Artigos 41º, 47º, 48º e 50º do Regulamento de Qualidade de Serviço, assim como o pagamento de uma compensação monetária pelo incumprimento dos mesmos, ao abrigo do Artigo 52º. Visitas combinadas às instalações dos clientes num prazo máximo de 2,5 horas (OPCC) Artigo 47º; Assistência técnica após comunicação pelo cliente de avaria na sua alimentação individual de energia elétrica Artigo 48º; Restabelecimento do fornecimento de energia elétrica após interrupção do serviço por facto imputável ao cliente Artigo 50º do RQS, coadjuvado pelo artigo 76º do RRC; Ao abrigo do Artigo 56º do RQS, quando houver lugar ao pagamento de compensações aos clientes, a informação do direito de compensação e o respetivo pagamento devem ser efetuados, o mais tardar, na primeira fatura emitida após terem decorrido 45 dias contados a partir da data da ocorrência do facto que fundamenta o direito à compensação. Para os indicadores individuais de qualidade comercial, embora sejam quantificados ao abrigo do RQS, não se encontram previstos pela ERSE padrões associados. Os indicadores individuais de qualidade de serviço comercial que irão ser objeto de análise neste relatório são os seguintes: Reclamações relativas a faturação apreciadas e respondidas até 15 dias úteis Artigo 42º; Reclamações relativas à qualidade da energia elétrica fornecida apreciadas e respondidas até 15 dias úteis Artigo 43º; Reclamações relativas ao funcionamento dos equipamentos de medição apreciadas e respondidas até 15 dias úteis Artigo 44º; Reclamações relativas a Faturação apreciadas e respondidas até 15 dias úteis Sempre que um cliente do operador da rede de distribuição e do comercializador de último recurso da RAA apresenta uma reclamação relativa a faturação, 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 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 220 reclamações recebidas na EDA relativas a faturação, verifica-se que 218 foram respondidas dentro do prazo e 2 foram respondidas fora do prazo, daí a percentagem de 99% abaixo apresentada no Gráfico

23 100% 99% 98% 96% 94% 92% 90% 88% 86% Santa Maria São Miguel Terceira Graciosa São Jorge Pico Faial Flores Corvo EDA Gráfico 2-11 Tratamento de reclamações relativas a faturação e cobranças Reclamações relativas à qualidade da energia apreciadas e respondidas até 15 dias úteis De acordo com o Artigo 43º do RQS, a apresentação de reclamações relativas às características técnicas da energia elétrica deve ser acompanhada da descrição dos factos indiciadores de que os parâmetros caracterizadores da tensão de alimentação se encontram fora dos limites regulamentares. Após a apresentação da reclamação pelo cliente, o operador da rede deve, num prazo de 15 dias úteis, dar conhecimento por escrito ao cliente, das razões justificativas da falta de qualidade da energia elétrica, caso sejam conhecidas, e das ações corretivas a adotar e respetivo prazo de implementação. Deve ainda efetuar uma visita às instalações do cliente para verificar as características da energia elétrica e analisar as causas da eventual falta de qualidade da energia elétrica e eventualmente proceder à realização de medições durante o tempo necessário, de modo a recolher informação que lhe permita uma avaliação completa e objetiva da situação. Das 228 reclamações recebidas na EDA relativas à qualidade da energia, verifica-se que 225 foram respondidas dentro do prazo, 3 foram respondidas fora do prazo, daí a percentagem de 99% abaixo apresentada no Gráfico Não se verificaram reclamações relativas à qualidade da energia elétrica nas ilhas do Faial e Flores. 23

24 100% 99% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% Santa Maria São Miguel Terceira Graciosa São Jorge Pico Faial Flores Corvo EDA Gráfico 2-12 Tratamento de reclamações relativas à qualidade da energia elétrica Reclamações relativas ao funcionamento dos equipamentos de medição apreciadas e respondidas até 15 dias úteis De acordo com o Artigo 44º do RQS, a apresentação de reclamações relativas aos equipamentos de medição deve ser acompanhada da descrição dos factos que coloquem em evidência a possibilidade do equipamento de medição poder estar a funcionar fora das margens de erro admitidas regulamentarmente. Após a apresentação da reclamação pelo cliente, o operador da rede deve, num prazo de 15 dias úteis, efetuar uma visita à instalação de utilização do cliente para proceder à verificação do funcionamento do equipamento de medição, devendo o cliente ser avisado previamente. Das 170 reclamações recebidas na EDA relativas ao funcionamento dos equipamentos de medição, verifica-se que 168 foram respondidas dentro do prazo, 2 foram respondidas fora do prazo, daí a percentagem de 99% abaixo apresentada Gráfico

25 100% 99% 98% 96% 94% 92% 90% 88% 86% Santa Maria São Miguel Terceira Graciosa São Jorge Pico Faial Flores Corvo EDA Gráfico 2-13 Tratamento de reclamações relativas ao funcionamento dos equipamentos de medição Visitas combinadas às instalações dos clientes O procedimento corrente da estrutura de atendimento da EDA prevê que se informem os clientes no que se refere ao direito que lhes assiste em poderem optar pela marcação de uma ordem programada (OPCC Ordem Programada com os Clientes), que garanta um intervalo de 2,5 horas, durante o qual os técnicos ao serviço da EDA assegurarão a sua presença para a realização de qualquer trabalho que exija também a presença dos clientes nos locais da instalação. Alternativamente, a EDA informa igualmente os clientes que poderão optar por ser contactados imediatamente antes de se dirigirem à instalação, combinando uma hora que possa melhor servir ambas as partes, evitando esperas prolongadas e situações de absentismo que poderão sobretudo penalizar os clientes que não terão outra alternativa senão a de faltarem aos seus compromissos profissionais ou a solicitarem dispensa dos mesmos. A realidade física da Região Autónoma dos Açores, onde as acessibilidades são facilitadas (distâncias mais curtas a cumprir), permitem à maioria dos clientes optar por esta última prerrogativa. Com estas medidas procura-se otimizar o funcionamento das equipas técnicas, evitando-se deslocações infrutíferas às instalações dos clientes, possíveis atrasos nas visitas às instalações de outros clientes, bem como esperas excessivas por parte destes. Tendo em atenção o ano de 2015 e considerando o procedimento acima descrito e conforme Tabela 2-2 abaixo apresentada, do total das visitas combinadas com clientes (651), foram realizadas 650. Do total das visitas realizadas, 621 cumpriram com o tempo estipulado pelo nº 5 do Artigo 47º do RQS, 8 não foram realizadas dentro do prazo estipulado pelo RQS por responsabilidade do cliente e 21 não foram realizadas, por responsabilidade da EDA. Foram igualmente reagendadas 12 visitas, devido a cancelamentos. 25

26 Ordens de serviço OPC Não realizadas Realizadas Não realizadas Região Agendadas Realizadas dentro do Cancelamentos dentro dentro do comercial prazo Reagendamento do prazo prazo (resp. do s RQS (resp. da EDA) cliente) Santa Maria São Miguel Terceira Graciosa São Jorge Pico Faial Flores Corvo EDA Tabela 2-2 Visitas combinadas às instalações dos clientes Assistência técnica após comunicação pelo cliente, de avaria na sua alimentação individual de energia elétrica 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 2-3 abaixo apresentada, o total de pedidos de assistência técnica a instalações de clientes prioritários foi de 12, tendo sido sempre cumprido o prazo estipulado no RQS, nomeadamente, na alínea a) do nº 4 do Art.º 48º. No que diz respeito aos clientes não prioritários o total de pedidos de assistência foi de 3.016, dos quais, foram cumpridos no prazo estipulado pela alínea b) do nº 4 do Art.º 48º do RQS e 689 foram assistências técnicas a instalações cuja responsabilidade não era do ORD. 26

27 Ilha Santa Concelho Total de assistências técnicas a instalações de clientes prioritários Total de assistências técnicas a instalações de clientes prioritários com tempo de chegada ao local inferior a 3 horas Total de assistências técnicas a instalações de clientes não prioritários Total de assistências técnicas a instalações de clientes não prioritários com tempo de chegada ao local inferior a 4 horas Total de assistências técnicas a avarias nas instalações dos clientes cuja responsabilidade não é do ORD (a faturar) Maria Vila do Porto São Miguel Terceira Lagoa Ponta Delgada Vila Franca do Campo Povoação Nordeste Ribeira Grande Angra do Heroismo Praia da Vitoria Santa Cruz da Graciosa Graciosa São Jorge Pico Calheta Velas Lajes do Pico Madalena São Roque Faial Horta Flores Corvo Lajes das Flores Santa Cruz das Flores Vila Nova do Corvo Total EDA Tabela 2-3 Assistência técnica após comunicação de avaria Conforme Tabela 2-4, abaixo apresentada, em 2015 foram identificadas 68 situações de incumprimento dos padrões definidos no Art.º supracitado, das quais 30 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 38 por incumprimento da EDA do prazo de chegada ao local da instalação do cliente. Foi efetuado o pagamento de compensações no montante de 760,00 27

28 Ilha Concelho Total de intervenções iniciadas fora dos prazos regulamentares Número de exclusões por impossibilidade de aceder à instalação do cliente, caso o acesso se revele indispensável ao cumprimento dos padrões individuais de qualidade Número de Montante pago em compensações compensações pagas pelo ORD aos pelo ORD aos clientes, por clientes, por incumprimento em incumprimento em assistência técnica, assistência técnica, do prazo de do prazo de chegada ao local chegada ao local Santa Vila do Porto Maria ,00 Lagoa ,00 Ponta Delgada ,00 Vila Franca do São Campo ,00 Miguel Povoação ,00 Nordeste ,00 Ribeira Grande ,00 Terceira Angra do Heroismo ,00 Praia da Vitoria ,00 Santa Cruz da Graciosa Graciosa ,00 São Calheta ,00 Jorge Velas ,00 Lajes do Pico ,00 Pico Madalena ,00 São Roque ,00 Faial Horta ,00 Lajes das Flores ,00 Flores Santa Cruz das Flores ,00 Corvo Vila Nova do Corvo ,00 Totais ,00 Tabela 2-4 Compensações pagas a clientes por incumprimento de prazo de chegada à instalação do cliente É ainda de realçar que, 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 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. 28

29 A Tabela 2-5, abaixo apresentada, reflete as compensações acima referidas para o ano de VALORES ACUMULADOS (TOTAL ANO 2015) ILHA RQS Artº 47 RQS Artº 48 Total Quantidade Montante Quantidade Montante Quantidade Montante Santa Maria , ,00 São Miguel 5 100, , ,00 Terceira 2 40, , ,00 Graciosa 7 70, ,00 São Jorge , ,00 Pico , ,00 Faial 1 20, , ,00 Flores , ,00 Corvo 1 10, ,00 EDA 8 160, , ,00 Tabela 2-5 Compensações pagas pelos clientes Restabelecimento do fornecimento de energia elétrica após suspensão do serviço por facto imputável ao cliente Estão definidos no RQS os factos imputáveis aos clientes que podem levar à suspensão do fornecimento de energia elétrica. A partir do momento em que esteja ultrapassada a situação que levou à suspensão do serviço e liquidados os pagamentos determinados legalmente, a entidade concessionária de transporte e distribuição, 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; 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 2-6, abaixo apresentada, podemos apurar que das reposições do fornecimento de energia elétrica efetuadas após suspensão do serviço por facto imputável ao cliente, apenas cinco relativas a clientes de BTN não foram efetuadas dentro do prazo estipulado pelo RQS. De referir ainda que não se verificou nenhuma situação de pretensão de pagamento de taxa com carater urgente. 29

30 BTN RESTANTES CLIENTES RESTABELECIMENTO URGENTE Ilha Número Dentro do Prazo Fora do Prazo Número Dentro do Prazo Fora do Prazo Número Dentro do Prazo Fora do Prazo Santa Maria São Miguel Terceira Graciosa São Jorge Pico Faial Flores Corvo EDA Tabela 2-6 Restabelecimento do fornecimento de energia elétrica após suspensão do serviço por facto imputável ao cliente 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. Além de manter os contactos anteriormente estabelecidos com um vasto conjunto de associações representativas de clientes com necessidades especiais na Região Autónoma dos Açores, a EDA tem vindo periodicamente também a validar todos os dados fornecidos previamente pelas mesmas, de forma a garantir que a sua base de dados esteja permanentemente atualizada. Paralelamente, continuam a ser desenvolvidos esforços junto da Direcção Regional de Solidariedade e Segurança Social e de outras entidades representativas dos interesses dos clientes alvo, com vista à recolha de mais informação correlacionada. Em simultâneo com as ações acima descritas, encontramse disponíveis na página de internet da EDA, folhetos informativos e impressos de registo para clientes com necessidades especiais, podendo estes ser impressos em cada loja comercial da EDA ou nos Centros de Energia contratados. A Tabela 2-7 apresenta o registo de clientes com necessidades especiais e clientes prioritários existentes na base de dados da EDA atualmente. 30

31 Santa Maria São Miguel Terceira Graciosa São Jorge Pico Faial Flores Corvo EDA 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 Deficientes motores c/cadeira de rodas Clientes com necessidades especiais 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 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 Clientes prioritários Tabela 2-7 Número de clientes com necessidades especiais e clientes prioritários 31

32 Ações mais relevantes para garantia da qualidade de serviço de âmbito comercial Ações de caráter promocional junto dos clientes A EDA tem vindo a promover diversas iniciativas de sensibilização à utilização eficiente da eletricidade e da energia em geral, através de publicações disponibilizadas na sua rede comercial de lojas e centros de energia e informação prestada nos órgãos de comunicação social, bem como participação de técnicos da empresa em ações de sensibilização junto da comunidade estudantil. Ainda nesse âmbito, a EDA tem vindo a assumir um papel determinante no incentivo efetivo à aquisição de lâmpadas eficientes (lâmpadas LFC e LED), disponíveis de há alguns anos a esta parte em toda a rede comercial de lojas, na promoção das tarifas bi e tri-horárias através da realização de projeções e simulações com base em dados reais de consumo dos clientes, bem como da promoção dos descontos sociais de eletricidade (Tarifa Social e ASECE Apoio Social Extraordinário ao Consumidor de Energia). Ainda no âmbito da promoção do seu portfólio de produtos e serviços a EDA tem vindo a participar em diversos eventos (Ex: feiras de atividades económicas, dia mundial da energia, etc.) com o seu stand itinerante bem como com as suas lojas móveis, que se encontram localizadas nas ilhas de São Miguel, Terceira e Faial / Pico. Sistema de Gestão de Filas de Espera A EDA estendeu o Sistema de Gestão de Filas de Espera às Lojas de Levada em Ponta Delgada, Praia da Vitória e Horta, entrando o mesmo em produtivo no período compreendido entre 27 e 31 de julho de Call Center da Eda Em 2015 o Call Center da EDA passou a realizar mensalmente uma campanha automática de outbound de leituras para clientes com ausência de leitura há mais de 4 meses. Lojas Comerciais e Centros de Energia Ao nível das lojas comerciais da EDA e dos centros de energia contratados, concluiu-se em 2015 a implementação de um projeto de reformulação da imagem dos nossos centros de atendimento e à criação de novas acessibilidades, nomeadamente, rampas de acesso às lojas comerciais da Graciosa, Praia da Vitória e Matriz de Ponta Delgada, para facilitação do acesso às mesmas a clientes com necessidades especiais. Implementação do Terminais de Pagamento Automático (TPA) nas Lojas EDA e Centros de Energia Esta forma de pagamento veio permitir à EDA agilizar a cobrança em loja e constituiu-se como alternativa ao numerário e/ou cheque, tendo vindo a crescer em termos de peso percentual no total das cobranças efetuadas nas lojas comerciais EDA e Centros de Energia. Em 2015 foi implementada a primeira fase, chamada versão manual, pois requer a intervenção do operador quer na introdução do valor no TPA, quer o registo da cobrança no sistema comercial (não existe ainda interligação entre o TPA e o sistema de gestão comercial da 32

33 EDA). Para 2016, prevê-se a implementação da versão integrada. Implementação dos mandatos pontuais SEPA DD Esta modalidade introduzida pelo SEPA DD permitiu o envio ao banco dos montantes em dívida sem implicar a domiciliação da conta contrato. Trata-se de um mandato único, por oposição dos mandatos recorrentes já existentes, e pode ser utilizado por qualquer cliente não domiciliado que pretenda efetuar o pagamento de montantes já vencidos ou que se vençam no prazo de 3 dias úteis. Esta ferramenta será complementada pelas referências expresso (em fase de projeto). Extensão do prazo extra das cobranças CTT No decurso de negociações comerciais, foi estendida aos CTT a possibilidade de cobrança das faturas de energia BTN até um prazo máximo de 7 dias após a data de vencimento das faturas. Esta extensão requereu desenvolvimentos ao nível dos sistemas informáticos da EDA. Sistemas de Informação de suporte à atividade comercial Ao nível dos sistemas de informação de suporte à atividade comercial é de realçar durante o ano de 2015 a migração para S. Miguel das infraestruturas tecnológicas de suporte aos sistemas de gestão da atividade comercial que se encontravam localizadas em Lisboa, sendo de destacar alguns desenvolvimentos para as seguintes áreas de atividade interna, que tiveram igualmente impacto positivo na qualidade de serviço prestado ao cliente: Adaptação dos processos de gestão dos encargos de corte e religação; Adaptação da plataforma EDAON- LINE ao SEPA; Adaptação do EDAONLINE ao sistema tarifário em vigor, nomeadamente, com a disponibilização dos escalões de potência 1,15 kva e 2,3 kva às opções tarifárias bi e tri-horárias; No que diz respeito aos formulários e na sequência de alterações a alguns processos relacionados com gestão de Ordens de Serviços, por motivos do novo RQS, procedeu-se a ajustes ao layout atual dos mesmos, no que respeita à informação de datas de execução; Alteração de alguns processos relativos aos planos de regularização de dívidas; Melhorias ao processo de verificação do desfasamento horário e criação de relatório para monitorização e gestão dos desfasamentos horários inseridos na atualização das Ordens de Serviço; Melhoria respeitante ao relatório de controlo de alteração de estado dos PFE, dando suporte à prestação da informação de âmbito comercial requerida pela ERSE. 33

34 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 70,0% do número total destes equipamentos. As zonas do tipo A e B apresentavam, a 31 de dezembro, 18,6% e 11,4%, respetivamente. No que respeita à potência instalada o cenário é ligeiramente diferente: os equipamentos de zonas do tipo C representam cerca de 53,2% do total da potência instalada, enquanto as zonas do tipo A e B representam 30,3% e 16,5% respetivamente. Em 2015, na Região Autónoma dos Açores registou-se uma ligeira redução 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 1650 ocorrências que afetaram PdE da rede MT, menos 0,6% do que o verificado em 2015, ou seja, menos 10 ocorrências. As ocorrências referidas deram origem a cerca de 33 mil interrupções em PdE da rede de distribuição MT, mais 1,1% do valor registado em 2014 (mais 356 interrupções). Face aos padrões estabelecidos no Regulamento da Qualidade de Serviço que vigorava em 2014, verifica-se o cumprimento da generalidade dos indicadores, com alguns incumprimentos pontuais. Ocorrências Em 2015 foram registadas mais ocorrências nas ilhas Terceira, Graciosa, Pico e Corvo. Nas restantes ilhas verificou-se uma redução, mais significativa nas ilhas de Santa Maria e São Jorge. Face a 2014 constata-se um aumento de 16,9% (+13) do número de ocorrências com origem nos centros produtores, e uma redução de 1,5% (-23) do número de ocorrências com origem nas redes SANTA MARIA SAO MIGUEL TERCEIRA GRACIOSA SAO JORGE PICO FAIAL FLORES CORVO Tabela Evolução do número de ocorrências Salienta-se que, das referidas 1650 ocorrências registadas em 2015, 64,7% dizem respeito a situações previstas (por: acordo com o cliente, razões de serviço e factos imputáveis ao cliente), menos -3,2% do que em 2014, tendo-se assistido a um aumento de 25 ocorrências devidas a situações acidentais (4,5%). 34

35 Ocorrências Previstas Acidentais Previstas Acidentais SANTA MARIA SAO MIGUEL TERCEIRA GRACIOSA SAO JORGE PICO FAIAL FLORES CORVO Prev istas Acordo Cliente; 12 - Prev istas Razões Serv iço; 14 - Fato imputáv el ao cliente; 21 - Acidentais Fortuitas força-maior; 23 - Razões segurança; 24 - Causas Próprias; 25 - Reengates; 26 - Fato imputáv el cliente 91 - Ev entos excecionais Fortuitas força-maior/vento Intensidade excecional; 92 - Ev entos excecionais interv enção terceiros Tabela Evolução do número de ocorrências por causa Das ocorrências registadas 17,6% são respeitantes situações imprevistas por causas próprias, 12,8% são reengates, 1,4% referem-se a casos fortuitos ou de força-maior e 1,9% deveram-se a deslastre de cargas por razões de segurança. Em 2015 verificaram-se 20 incidentes cuja excecionalidade foi solicitada pela EDA e aprovada pela ERSE. Ao nível das diversas ilhas da Região, relativamente aos valores registados em 2014, verifica-se um aumento de ocorrências acidentais em São Miguel, Terceira e Corvo. As restantes ilhas apresentaram menos ocorrências acidentais, com reduções entre 15,8% e 70,4%. Apresenta-se de seguida uma breve análise à evolução das situações que originaram interrupções em 2015, quando comparadas com

36 Ocorrências Produção Redes Produção Redes EDA EDA Renováveis Outros Dist. BT Dist. MT Inst. Cliente Transp. EDA EDA Renováveis Outros Dist. BT Dist. MT Inst. Cliente SANTA MARIA Transp. SAO MIGUEL TERCEIRA GRACIOSA SAO JORGE PICO FAIAL FLORES CORVO Tabela Evolução do n.º de ocorrências por origem Em Santa Maria, no decorrer de 2015, verificaram-se menos 72 ocorrências. Registaramse reduções tanto em ocorrências previstas (-53) como acidentais (-19). Nestas é significativa a redução, de 72,7% (-16), de ocorrências por causas próprias. Assinalaram-se reduções de ocorrências em centros produtores (-80%) e nas redes (-63%). Durante 2015, na ilha de São Miguel, registou-se menos 1 ocorrência que em Verificaram-se menos 5 ocorrências com origem nas redes e mais 4 com origem em centros produtores, dois dos quais em centrais geotérmicas, por razões de segurança. Na ilha Terceira, em 2015, constatou-se um aumento de ocorrências (80), quando comparado com Constam-se mais 3 incidentes com origem em centros produtores (mais 2 na central térmica de Belo Jardim; mais 1 no parque eólico da Serra do Cume e menos 1 com origem no parque eólico CAEN) e mais 77 com origem nas redes. Verifica-se o aumento de ocorrências previstas (5,3%) e aumento do número de incidentes (39,9%). Na ilha Graciosa, em 2015, registaram-se mais 17 ocorrências que em 2014, combinação da redução de -3 (-60,0%) de ocorrências ao nível de centros produtores e mais 20 (27,0%) de situações com origem nas redes. Este incremento ao nível das redes deve-se a um maior número de intervenções na rede para manutenção. Em São Jorge contabilizaram-se menos 48 ocorrências, mais 3 relativas a ocorrências com origem em centros produtores e menos 51 com origem nas redes. Ao nível das redes a redução verificada deve-se, na sua maioria, a menor número relativas a situações previstas para intervenção, manutenção ou investimento, nas redes. Registaram-se menos 9 situações excecionais que em Na ilha do Pico verificou-se um aumento de 58 ocorrências, resultado combinado de mais 80 intervenções programadas e de menos 22 incidentes que em Neste ano registaram-se menos 2 incidentes com origem em centros produtores. No Faial constata-se uma redução do número total de ocorrências, menos 27 que em Este aumento resulta de um menor número de intervenções para manutenção 36

37 (20) e menos 7 incidentes do que o verificado no ano anterior. Ao nível de ocorrências em centros produtores, em 2015, registaram-se mais 5 que em 2014, duas das quais previstas para intervenções na central. A ilha das Flores apresenta, em 2015, menos 23 ocorrências que o valor assinalado no ano anterior, menos 18 acidentais e menos 5 ocorrências para intervenções programadas. Face a 2014, registaram-se mais 4 incidentes com origem em centros produtores. O Corvo totalizou em 2015 mais 7 incidentes com origem no centro produtor e menos 1 com origem na rede. Interrupções na rede MT da RAA As ocorrências registadas no ano de 2015 deram origem a cerca de 33 mil interrupções que afetaram os pontos de entrega de média tensão da Região, das quais cerca de 16 mil referem-se a interrupções curtas (cerca de 9 mil são relativos a reengates) e cerca de 17 mil interrupções longas. N.º Interrupções <= 3 min > 3 min Total Tabela 3-4- Evolução do n.º de interrupções em PdE da rede MT na RAA interrupções de longa duração reduziram em 2,3%. O número de interrupções com origem em centros produtores aumentou 12,9%, totalizando cerca de 9 mil: as interrupções longas aumentaram cerca de 15,8% enquanto as interrupções curtas reduziram 15,1%. As interrupções com origem nas redes atingiram cerca de 24 mil, menos 2,8% que em 2014, prevalecendo as interrupções de curta duração, que representam 63,4% deste valor. Face a 2014, verificou-se uma redução de 15,0% de interrupções longas com origem nas redes e um incremento de 6,1% de interrupções de curta duração. Do valor total de interrupções, em pontos de entrega da rede de média tensão, 11,4% dizem respeito a interrupções previstas e os restantes 88,6% referem-se a incidentes nas redes ou centros produtores. As interrupções previstas são maioritariamente de longa duração (51,8%), sendo que as interrupções acidentais são, também, na sua maioria de longa duração (52,0%), assistindo-se a uma redução do peso relativo das interrupções longas, tanto para situações previstas como acidentais. As interrupções de curta duração foram maioritariamente decorrentes de situações imprevistas (88,5%) e 95,9% tiveram origem na própria rede de distribuição em média tensão. Registaram-se 645 interrupções imprevistas de duração curta, com origem em centros produtores, menos 15,1% que em Quando comparado com os valores de 2014, em 2015 registaram-se mais 1,1% interrupções em pontos de entrega da rede MT, sendo que as interrupções de curta duração viram o seu número aumentar em 5,1% e as 37

38 2014 Prev istas Acidentais Prod. - EDA Prod. - Outros Transp. Dist. MT Dist. BT Inst. Cliente Prod. - EDA Prod. - EDA Renováveis Transp. Dist. MT Dist. BT Inst. Cliente <= 3 min > 3 min Total Prev istas Acidentais Prod. - EDA Prod. - Outros Transp. Dist. MT Dist. BT Inst. Cliente Prod. - EDA Prod. - EDA Renováveis Transp. Dist. MT Dist. BT Inst. Cliente <= 3 min > 3 min Total Tabela Evolução do n.º de interrupções por origem e duração Em 2015, registaram-se 1849 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, 66,5% (religações automáticas após defeitos transitórios), cuja duração é inferior a um minuto, usualmente na ordem de milissegundos. Regista-se uma redução significativo de interrupções curtas por causas próprias (-40,6%). As interrupções curtas, com origem em centros produtores, de natureza acidental, tiveram como principal causa razões de segurança (45,1%) e causas internas a esses centros produtores (de material ou humanas). No decorrer de 2015, verificaram-se cerca de 17 mil interrupções de longa duração em pontos de entrega da rede de média tensão, sendo que cerca de 88,6% dizem respeito a situações acidentais. Das referidas interrupções a maioria, 51,2%, teve origem nas redes de distribuição ou transporte. As interrupções longas com origem nas redes foram na sua maioria acidentais, com cerca de 61,6% devido a causas próprias e 16,3% 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 2014, verificando-se comportamentos distintos nas várias ilhas. Os crescimentos mais significativos, percentualmente, registaram-se nas ilhas Terceira (13,7%), Faial (11,9%) e Corvo (300%). Registou-se o decréscimo do número total de interrupções nas ilhas de Santa Maria (-71,4%), Graciosa (-27,4%), São Jorge (- 16,0%), Pico (-13,8%) e Flores (-2,9%). 38

39 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 e São Jorge, enquanto nas ilhas Terceira, Pico, Faial, Flores e Corvo, são os centros produtores que mais contribuem para o número destas interrupções. 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 3 2 Longas Total Tabela Evolução do n.º de interrupções por ilha 39

40 N.º Interrupções 2015 Curtas Prod. - EDA Longas Prod. - EDA Inst. Prod. - Transp. Dist. MT Dist. BT Renováveis Cliente EDA Prod. - EDA Prod.- Inst. Transp. Dist. MT Dist. BT Renováveis Outros Cliente SANTA MARIA SAO MIGUEL TERCEIRA GRACIOSA SAO JORGE PICO FAIAL FLORES CORVO Total Tabela N.º de interrupções 2014 por tipo de duração e origem N.º Interrupções 2015 Previstas Acidentais SANTA MARIA SAO MIGUEL TERCEIRA GRACIOSA SAO JORGE PICO FAIAL FLORES CORVO 2 16 Total Prev istas Acordo Cliente; 12 - Prev istas Razões Serv iço; 14 - Fato imputáv el ao cliente; 21 - Acidentais Fortuitas força-maior; 23 - Razões segurança; 24 - Causas Próprias; 25 - Reengates; 26 - Fato imputáv el cliente 91 - Ev entos excecionais Fortuitas força-maior/vento Intensidade excecional; 92 - Ev entos excecionais interv enção terceiros Tabela 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 que existe uma preponderância de incidentes por causas próprias em todas as ilhas, exceto na ilha de Santa Maria onde predominam interrupções por razões de serviço, que representam 52,7% do total. Nesta ilha as interrupções longas por causas próprias representam 32,2% do valor total. Em São Miguel 49,3% das interrupções longas são devidas a causas próprias e 20,8% por razões de segurança. Na Terceira cerca de 75,2% das interrupções longas resultam de causas próprias. 40

41 Na ilha de São Miguel constata-se um peso significativo de interrupções devido a eventos excecionais (21,9%) que também tem alguma expressão nas ilhas Terceira (2,0%), São Jorge (4,3%) e Pico (2,2%). As razões de segurança representam 20,8% das interrupções longas da ilha de São Miguel, 16,9% da ilha Terceira, 20,9% da ilha do Pico e 18,5% das Flores. As interrupções por razões de serviço, existentes em todas as ilhas, têm, para além do referido para a ilha de Santa Maria, expressão na Graciosa (15,6%), em São Jorge (21,2%), Faial (26,2%) e Flores (17,8%). 41

42 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 curtas 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 2014 verifica-se uma melhoria dos indicadores globais de continuidade de serviço da RAA. Num horizonte de 5 anos, regista-se o melhor comportamento global para os indicadores SAIDI e TIEPI. No mesmo horizonte, o indicador SAIFI apenas apresenta melhor desempenho em 2011 enquanto o MAIFI apresenta, em 2015, a situação mais desfavorável SAIFI RAA 8,2 10,8 8,5 9,4 9,1 MAIFI RAA 4,6 5,7 4,2 8,1 8,4 TIEPI RAA 3:54 7:25 4:11 4:44 3:47 SAIDI RAA 4:59 9:54 5:34 6:15 4:53 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 2014, todos os indicadores melhoram em zonas de qualidade do tipo A e C e pioram em zonas do tipo B SAIFI RAA 8,2 10,8 8,5 9,4 9,1 A 4,3 6,1 3,8 3,6 3,5 B 4,2 2,4 5,1 3,1 4,9 C 9,4 12,3 10,2 12,0 11,2 MAIFI RAA 4,6 5,7 4,2 8,1 8,4 A 2,3 3,4 1,4 3,1 3,0 B 0,9 0,6 4,2 5,5 9,6 C 5,3 6,5 4,9 9,8 9,6 TIEPI RAA 3:54 7:25 4:11 4:44 3:47 A 2:21 4:39 2:08 3:32 2:27 B 1:22 1:05 3:16 1:57 2:45 C 4:54 9:21 5:38 6:16 4:51 SAIDI RAA 4:59 9:54 5:34 6:15 4:53 A 2:56 5:58 2:16 4:17 2:47 B 1:12 0:52 3:23 2:35 3:02 C 5:40 11:17 6:48 7:23 5:45 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 nas redes, exceto para interrupções em zonas do tipo A, onde a produção é a origem mais preponderante. As interrupções nas redes também são as que mais contribuem para o valor dos indicadores MAIFI, TIEPI e SAIDI da RAA. 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 causas próprias e as 42

43 interrupções previstas por razões de serviço, em todas as zonas de qualidade Produção EDA Redes EDA Renováveis Outros Transp. Dist. MT Dist. BT Inst. Cliente SAIFI RAA 3,6 0,8 0,4 4,2 0,0 0,1 A 2,0 0,0 0,4 1,0 0,0 0,2 B 1,4 0,5 0,1 2,7 0,1 C 4,4 1,1 0,4 5,2 0,0 0,1 MAIFI RAA 0,3 0,1 8,1 0,0 0,0 A 0,1 2,9 B 0,0 0,0 9,5 0,0 C 0,4 0,1 9,2 0,0 TIEPI RAA 1:06 0:06 0:15 1:59 0:00 0:19 A 0:57 0:00 0:12 0:56 0:00 0:21 B 0:23 0:06 0:00 1:50 0:24 C 1:24 0:10 0:21 2:38 0:00 0:16 SAIDI RAA 1:34 0:09 0:10 2:43 0:00 0:15 A 1:14 0:00 0:14 1:00 0:00 0:17 B 0:30 0:06 0:01 2:00 0:23 C 1:50 0:11 0:11 3:17 0:00 0:13 Tabela Indicadores de continuidade de serviço da RAA, por zona e origem, para interrupções longas (SAIFI n.º; TIEPI e SAIDI - hh:mm) 2015 Previstas Acidentais SAIFI RAA 0,1 0,9 0,0 0,1 1,5 5,7 0,0 0,8 A 0,2 0,5 0,1 0,2 2,6 0,0 0,1 B 0,1 0,3 0,0 1,1 2,9 0,0 0,4 C 0,1 1,2 0,0 0,2 1,8 7,0 0,0 1,0 MAIFI RAA 0,0 1,0 0,3 0,2 1,8 4,7 0,0 0,5 A 0,5 0,0 1,1 1,4 B 0,0 1,0 0,6 0,0 2,9 4,8 0,0 0,3 C 1,1 0,3 0,2 1,9 5,6 0,6 TIEPI RAA 0:16 1:11 0:00 0:02 0:16 1:47 0:02 0:10 A 0:17 0:56 0:01 0:02 1:05 0:04 0:00 B 0:22 0:36 0:00 0:17 1:16 0:02 0:09 C 0:14 1:30 0:00 0:02 0:23 2:21 0:01 0:15 SAIDI RAA 0:11 1:33 0:00 0:02 0:20 2:26 0:03 0:14 A 0:17 1:00 0:01 0:03 1:22 0:00 0:00 B 0:20 0:34 0:03 0:19 1:28 0:03 0:12 C 0:09 1:51 0:00 0:03 0:25 2:52 0:04 0: Prev istas Acordo Cliente; 12 - Prev istas Razões Serv iço; 14 - Fato imputáv el ao cliente; 21 - Acidentais Fortuitas força-maior; 23 - Razões segurança; 24 - Causas Próprias; 25 - Reengates; 26 - Fato imputáv el cliente 91 - Ev entos excecionais Fortuitas força-maior/vento Intensidade excecional; 92 - Ev entos excecionais interv enção terceiros Tabela Indicadores de continuidade de serviço da RAA, por zona e causa para interrupções longas (SAIFI n.º; TIEPI e SAIDI - hh:mm) O tempo médio de interrupção da potência instalada variou entre duas horas e vinte e sete minutos e quatro horas e cinquenta e um minutos, com valores mais preponderantes para interrupções acidentais por causas próprias, tendo valores significativos para interrupções previstas. O indicador de duração média das interrupções do sistema apresenta uma distribuição idêntica ao verificado para o TIEPI, no que respeita às causas que lhe dão origem. 43

44 Padrões Considerando as interrupções longas não excecionadas, por comparação com os padrões estabelecidos, os indicadores de continuidade de serviço da Região cumpriram os valores regulamentares em todas as zonas de qualidade de serviço. SAIFI RAA 2015 Acidentais Total Padrão A 0,1 0,2 2,6 2,8 4,0 B 0,0 1,1 2,9 4,0 7,0 C 0,2 1,8 7,0 9,0 10,0 TIEPI RAA A 0:01 0:02 1:05 1:09 - B 0:00 0:17 1:16 1:34 - C 0:02 0:23 2:21 2:48 - SAIDI RAA A 0:01 0:03 1:22 1:28 3:00 B 0:03 0:19 1:28 1:51 5:00 C 0:03 0:25 2:52 3:21 9: Acidentais Fortuitas força-maior; 23 - Razões segurança; 24 - Causas Próprias Tabela Indicadores de continuidade de serviço da RAA, para interrupções longas (hh:mm) 44

45 TIEPI Indicadores MT - ilha TIEPI 2015 Produção Redes TOTAL EDA EDA Renováveis Outros Transp. Dist. Distr. Inst. MT BT Cliente TIEPI SANTA MARIA 4:18 2:07 12:07 2:47 1:16 C 4:18 2:07 12:07 2:47 1:16 SAO MIGUEL 2:46 2:36 2:03 2:06 2:26 A 1:10 0:52 0:47 1:04 1:22 B 1:22 1:05 3:02 1:37 2:39 C 4:00 3:55 2:29 3:06 3:03 TERCEIRA 6:27 17:36 5:21 8:25 4:14 A 5:19 14:31 4:24 8:51 2:44 B 4:02 3:29 3:12 C 7:11 19:36 6:22 9:27 5:52 GRACIOSA 9:20 10:36 4:25 3:30 3:59 C 9:20 10:36 4:25 3:30 3:59 SAO JORGE 7:07 19:53 11:27 10:24 7:03 C 7:07 19:53 11:27 10:24 7:03 PICO 3:04 14:39 10:23 13:57 8:44 C 3:04 14:39 10:23 13:57 8:44 FAIAL 3:09 3:03 5:05 3:41 8:41 A 2:10 1:19 3:41 2:18 7:37 C 4:18 5:06 6:50 5:36 10:08 FLORES 5:11 17:09 11:48 11:27 7:39 C 5:11 17:09 11:48 11:27 7:39 CORVO 0:41 1:00 0:55 1:14 2:46 C 0:41 1:00 0:55 1:14 2:46 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 2014, registou-se uma melhoria do TIEPI nas ilhas de Santa Maria, Terceira, São Jorge, Pico e Flores. Também se registaram decréscimos deste indicador nas zonas C de São Miguel. Nas restantes ilhas registaram-se agravamentos deste indicador. SANTA MARIA 0:04 1:02 0:00 0:08 1:16 C 0:04 1:02 0:00 0:08 1:16 SAO MIGUEL 0:12 0:06 0:02 1:34 0:00 0:28 2:26 A 0:02 0:00 0:46 0:33 1:22 B 0:12 0:06 0:01 1:49 0:29 2:39 C 0:19 0:11 0:05 2:01 0:00 0:25 3:03 TERCEIRA 1:36 0:04 1:00 1:31 0:00 0:02 4:14 A 0:36 0:00 0:40 1:26 0:01 2:44 B 1:12 0:02 1:54 0:01 3:12 C 2:36 0:08 1:34 1:28 0:00 0:03 5:52 GRACIOSA 0:16 3:35 0:07 3:59 C 0:16 3:35 0:07 3:59 SAO JORGE 0:40 6:22 7:03 C 0:40 6:22 7:03 PICO 2:25 0:20 0:06 5:40 0:02 0:08 8:44 C 2:25 0:20 0:06 5:40 0:02 0:08 8:44 FAIAL 7:39 0:47 0:00 0:14 8:41 A 7:00 0:22 0:00 0:13 7:37 C 8:30 1:21 0:16 10:08 FLORES 1:19 0:28 5:00 0:51 7:39 C 1:19 0:28 5:00 0:51 7:39 CORVO 2:41 0:05 2:46 C 2:41 0:05 2:46 Tabela TIEPI - interrupções longas por origem (hh:mm) A Tabela 3-15 apresenta o TIEPI para interrupções de duração longa, por origem. As interrupções com origem em redes de baixa tensão têm pouca relevância no valor final deste indicador, sendo as redes de transporte, de distribuição MT e os centros produtores as principais origens de interrupções que contribuem para o valor global deste indicador. Genericamente a rede de distribuição MT constitui-se como a origem mais preponderante na constituição deste indicador, no entanto, nas zonas C da ilha Terceira, nas ilhas do Faial e Corvo 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. 45

46 Em Santa Maria destaca-se o valor do indicador resultante de interrupções por razões de serviço (76,0%). TIEPI 2015 TOTAL Previstas Acidentais SANTA MARIA 0:05 0:58 0:01 0:11 1:16 C 0:05 0:58 0:01 0:11 1:16 SAO MIGUEL 0:23 0:22 0:00 0:00 0:16 1:01 0:04 0:15 2:26 A 0:26 0:13 0:00 0:02 0:32 0:06 0:00 1:22 B 0:26 0:28 0:00 0:18 1:11 0:03 0:11 2:39 C 0:20 0:26 0:00 0:00 0:25 1:17 0:03 0:28 3:03 TERCEIRA 0:02 1:24 0:05 0:17 2:20 0:03 4:14 A 0:01 1:05 0:03 0:03 1:29 0:00 2:44 B 0:02 1:10 0:04 0:13 1:40 3:12 C 0:03 1:44 0:07 0:32 3:17 0:06 5:52 GRACIOSA 0:07 2:09 1:43 3:59 C 0:07 2:09 1:43 3:59 SAO JORGE 3:56 0:17 0:06 2:39 0:02 7:03 C 3:56 0:17 0:06 2:39 0:02 7:03 PICO 0:08 2:14 0:46 5:26 0:08 8:44 C 0:08 2:14 0:46 5:26 0:08 8:44 FAIAL 0:15 4:42 3:43 8:41 A 0:15 4:23 2:58 7:37 C 0:16 5:09 4:43 10:08 FLORES 0:55 3:56 0:16 2:31 7:39 C 0:55 3:56 0:16 2:31 7:39 CORVO 0:05 2:41 2:46 C 0:05 2:41 2: Prev istas Acordo Cliente; 12 - Prev istas Razões Serv iço; 14 - Fato imputáv el ao cliente; 21 - Acidentais Fortuitas força-maior; 23 - Razões segurança; 24 - Causas Próprias; 25 - Reengates; 26 - Fato imputáv el cliente 91 - Ev entos excecionais Fortuitas força-maior/vento Intensidade excecional; 92 - Ev entos excecionais interv enção terceiros sendo, também, significativas as interrupções por razões de serviço. Nas ilhas de Santa Maria, Graciosa, São Jorge, Faial e Flores as interrupções previstas por razões de serviço são o fator mais influente no valor do indicador. Nestas ilhas os incidentes por causas próprias são o segundo fator que mais contribui para o valor do TIEPI. Os eventos excecionais contribuem com 7,4% do valor do indicador em zonas do tipo B de São Miguel e 15,3% em zonas do tipo C. Em zonas C da Terceira representa 1,9% e no Pico 1,7%, Excluindo eventos excecionais e incidentes nas instalações dos clientes, as zonas do tipo A e B das ilhas de São Miguel, zonas A e C do Faial e C da ilha do Corvo são as que, comparando com 2014, apresentam pior evolução para situações imprevistas. Também se dá o registo de uma evolução negativa na ilha Graciosa. Nas restantes ilhas e zonas de qualidade de serviço, o TIEPI apresenta evoluções favoráveis, com decréscimos entre 14,4% e 83,9%. Tabela TIEPI - interrupções longas por causa (hh:mm) Em São Miguel o tempo deste indicador é maioritariamente devido incidentes de causa própria, sendo também significativo o relativo a interrupções por razões de serviço e por acordo com o cliente. Na ilha Terceira as interrupções que mais contribuem para este indicador estão relacionadas com incidentes por causas próprias 46

47 MAIFI O MAIFI (Momentary Average Interruption Frequency Index) representa a frequência média de interrupções breves, ou seja, de interrupções com menos de 3 minutos. Na tabela seguinte verifica-se o valor deste indicador no por origem. No valor deste indicador incluem-se os reengates automáticos a defeitos transitórios. MAIFI 2015 Produção EDA Redes EDA Renováveis Outros Transp. Dist. Dist. MT BT SANTA MARIA 0,3 1,4 0,0 C 0,3 1,4 0,0 Inst. Cliente SAO MIGUEL 0,2 0,1 8,4 0,0 A 0,6 B 0,0 0,0 5,5 0,0 C 0,3 0,2 12,1 TERCEIRA 0,4 15,3 A 0,2 7,0 B 22,1 C 0,6 18,1 GRACIOSA 5,6 C 5,6 SAO JORGE 0,4 2,5 C 0,4 2,5 PICO 0,6 0,1 2,3 C 0,6 0,1 2,3 FAIAL 0,1 1,4 A 0,0 0,8 C 0,1 1,7 FLORES 0,2 0,3 1,7 C 0,2 0,3 1,7 CORVO 0,5 0,5 C 0,5 0,5 Tabela MAIFI - interrupções longas por origem (n.º) A maioria destas interrupções têm origem nas redes de média tensão, apenas na ilha de Corvo as interrupções com origem nas centrais representam 50% do valor do indicador. Em Santa Maria, São Jorge, Pico e Flores os centros produtores têm alguma expressão no valor total deste indicador (19,6%, 14,3%, 23,4% e 20,6%, respetivamente). MAIFI 2015 Previstas Acidentais SANTA MARIA 0,5 0,8 0,4 C 0,5 0,8 0,4 SAO MIGUEL 0,0 1,0 0,3 0,2 1,4 5,0 0,0 0,9 A 0,5 0,1 B 0,0 0,9 0,6 0,0 1,2 2,4 0,0 0,4 C 1,2 0,2 0,4 1,8 7,5 1,4 TERCEIRA 0,0 1,0 0,3 0,0 3,6 10,8 A 0,5 0,0 2,8 3,9 B 0,0 1,2 0,3 8,2 12,4 C 1,2 0,4 0,1 3,1 13,9 GRACIOSA 2,9 1,2 1,5 C 2,9 1,2 1,5 SAO JORGE 0,9 0,6 0,1 1,2 0,1 C 0,9 0,6 0,1 1,2 0,1 PICO 0,4 0,4 2,1 0,1 C 0,4 0,4 2,1 0,1 FAIAL 0,8 0,6 A 0,7 0,1 C 0,9 0,9 FLORES 1,1 0,3 0,8 C 1,1 0,3 0,8 CORVO 0,5 0,5 C 0,5 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 ilhas Graciosa, Flores, Corvo e zonas A do Faial. Nas ilhas de Santa Maria, São Jorge, Pico e zonas C do Faial a maioria das interrupções curtas deve-se causas próprias. 47

48 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 2015, independentemente da origem e causa. SAIFI SANTA MARIA 10,1 5,1 8,0 11,8 2,9 C 10,1 5,1 8,0 11,8 2,9 SAO MIGUEL 5,8 6,4 4,6 4,9 6,5 A 1,6 1,6 1,1 1,1 1,5 B 4,2 2,4 4,3 2,2 4,0 C 7,4 8,3 6,0 7,1 9,0 TERCEIRA 12,8 19,0 9,6 11,4 10,0 A 8,5 14,1 6,6 6,8 4,5 B 6,8 5,6 7,6 C 14,7 21,1 11,7 14,9 13,2 GRACIOSA 15,0 12,8 14,5 9,8 7,2 C 15,0 12,8 14,5 9,8 7,2 SAO JORGE 7,4 10,7 14,8 16,3 13,6 C 7,4 10,7 14,8 16,3 13,6 PICO 6,0 14,9 15,4 21,4 18,4 C 6,0 14,9 15,4 21,4 18,4 FAIAL 7,7 8,8 12,3 9,9 11,8 A 3,7 2,7 7,3 4,5 8,6 C 9,7 11,9 14,8 12,8 13,5 FLORES 9,5 16,6 10,6 9,9 10,8 C 9,5 16,6 10,6 9,9 10,8 CORVO 4,0 5,0 4,0 5,0 9,5 C 4,0 5,0 4,0 5,0 9,5 Tabela Evolução do SAIFI - interrupções longas (n.º) Quando comparado com os valores registados em 2014, em 2015 este indicador apresenta evoluções distintas nas diversas ilhas. O SAIFI apresenta reduções nas ilhas de Santa Maria, Graciosa, São Jorge e Pico, bem como nas zonas A e C da ilha Terceira. Nas restantes ilhas e zonas de qualidade o valor deste indicador cresce, face a A ilha do Corvo, as zonas do tipo C da ilha de São Miguel e do tipo A do Faial são as que apresentam maior aumento da frequência média de interrupções. SAIFI 2015 Produção EDA EDA Renováveis Redes Outros 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 2015, nas ilhas de Santa Maria, São Miguel, Graciosa, São Jorge e Flores. Nas ilhas Terceira, Pico, Faial e Corvo os centros produtores assumem essa preponderância. BT Inst. Cliente SANTA MARIA 0,8 2,0 0,0 0,0 C 0,8 2,0 0,0 0,0 SAO MIGUEL 0,9 0,9 0,2 4,2 0,0 0,1 A 0,2 0,0 1,1 0,2 B 0,7 0,6 0,1 2,4 0,2 C 1,3 1,4 0,4 5,9 0,0 0,1 TERCEIRA 5,8 0,8 1,1 2,2 0,0 0,0 A 2,3 0,0 1,0 1,1 0,0 B 3,8 0,3 3,4 0,0 C 8,0 1,4 1,3 2,5 0,0 0,0 GRACIOSA 1,2 5,9 0,1 C 1,2 5,9 0,1 SAO JORGE 3,5 10,1 C 3,5 10,1 PICO 9,5 1,5 0,4 7,0 0,0 0,1 C 9,5 1,5 0,4 7,0 0,0 0,1 FAIAL 8,9 2,7 0,0 0,2 A 7,8 0,5 0,0 0,4 C 9,5 3,9 0,0 FLORES 2,9 3,0 4,6 0,3 C 2,9 3,0 4,6 0,3 CORVO 8,5 1,0 C 8,5 1,0 48

49 SAIFI 2015 Previstas Acidentais SANTA MARIA 0,0 1,5 0,4 0,9 C 0,0 1,5 0,4 0,9 SAO MIGUEL 0,1 0,3 0,0 0,1 1,4 3,2 0,0 1,4 A 0,2 0,2 0,0 0,2 0,9 0,0 0,1 B 0,2 0,2 0,0 1,1 1,9 0,0 0,5 C 0,1 0,4 0,0 0,1 1,8 4,4 0,0 2,2 TERCEIRA 0,0 0,4 0,2 1,7 7,5 0,2 A 0,0 0,2 0,1 0,4 3,7 0,0 B 0,0 0,6 0,0 1,1 5,8 C 0,0 0,4 0,3 2,5 9,7 0,3 GRACIOSA 0,1 1,1 6,0 C 0,1 1,1 6,0 SAO JORGE 2,9 1,0 1,1 8,1 0,6 C 2,9 1,0 1,1 8,1 0,6 PICO 0,1 2,1 3,9 12,0 0,4 C 0,1 2,1 3,9 12,0 0,4 FAIAL 0,2 3,1 8,5 A 0,4 2,2 6,0 C 0,0 3,6 9,9 FLORES 0,4 1,9 2,0 6,5 C 0,4 1,9 2,0 6,5 CORVO 1,0 8,5 C 1,0 8, Prev istas Acordo Cliente; 12 - Prev istas Razões Serv iço; 14 - Fato imputáv el ao cliente; 21 - Acidentais Fortuitas força-maior; 23 - Razões segurança; 24 - Causas Próprias; 25 - Reengates; 26 - Fato imputáv el cliente 91 - Ev entos excecionais Fortuitas força-maior/vento Intensidade excecional; 92 - Ev entos excecionais interv enção terceiros Tabela SAIFI - interrupções longas por causa (n.º) O valor do indicador, pelas causas de interrupções que o compõem pode ser consultado na Tabela Salvo em Santa Maria, os incidentes por causas próprias são o fator que mais contribui 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 alguma expressão na ilha de São Miguel, sobretudo em zonas do tipo B e C. 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 A e C da ilha Terceira, na ilha do Pico (zona tipo C), e zona A do Faial. Embora se assista aos incumprimentos referidos, o indicador apresenta melhorias, face ao ano transato, para zonas A e C da Terceira e no Pico. SAIFI SANTA MARIA 2015 Total Padrão Acidentais C 0,4 0,9 1,3 12,0 SAO MIGUEL A 0,0 0,2 0,9 1,0 4,0 B 0,0 1,1 1,9 3,1 8,0 C 0,1 1,8 4,4 6,3 12,0 TERCEIRA A 0,1 0,4 3,7 4,2 4,0 B 0,0 1,1 5,8 7,0 8,0 C 0,3 2,5 9,7 12,5 12,0 GRACIOSA C 6,0 6,0 12,0 SAO JORGE C 1,0 1,1 8,1 10,2 12,0 PICO C 3,9 12,0 15,9 12,0 FAIAL A 6,0 6,0 4,0 C 9,9 9,9 12,0 FLORES C 2,0 6,5 8,5 12,0 CORVO C 8,5 8,5 12, Acidentais Fortuitas força-maior; 23 - Razões segurança; 24 - Causas Próprias Tabela Evolução do SAIFI - interrupções longas (n.º) 49

50 SAIDI Na tabela seguinte apresenta-se a evolução da duração média de interrupções de pontos de entrega da rede em média tensão, para todas as interrupções (curtas e longas; origem nas redes e centros produtores e todas as causas). SAIDI SANTA MARIA 4:27 2:18 13:25 3:50 1:43 C 4:27 2:18 13:25 3:50 1:43 SAO MIGUEL 3:39 3:20 2:23 2:57 3:02 A 1:09 0:51 0:54 1:13 1:31 B 1:12 0:52 2:58 1:48 2:48 C 4:43 4:23 2:45 3:57 3:38 TERCEIRA 7:03 20:06 5:11 9:06 4:27 A 5:53 15:16 3:47 9:19 2:44 B 4:18 4:56 3:47 C 7:33 22:10 6:02 9:52 5:26 GRACIOSA 10:56 10:08 4:47 4:47 5:46 C 10:56 10:08 4:47 4:47 5:46 SAO JORGE 7:45 0:41 12:37 10:16 8:59 C 7:45 0:41 12:37 10:16 8:59 PICO 4:06 15:51 12:11 13:56 9:15 C 4:06 15:51 12:11 13:56 9:15 FAIAL 3:21 3:35 5:52 4:51 9:27 A 2:11 1:17 3:40 2:29 7:49 C 3:55 4:45 6:58 6:05 10:18 FLORES 6:27 18:37 15:55 14:14 9:52 C 6:27 18:37 15:55 14:14 9:52 CORVO 0:41 1:00 0:55 1:14 2:43 C 0:41 1:00 0:55 1:14 2:43 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 2014, nas ilhas de Santa Maria, Terceira, São Jorge, Pico, Flores e em zonas do tipo C de São Miguel. Nas restantes ilhas destaca-se o crescimento verificado nas zonas A e B das ilhas de São Miguel, bem como nas ilhas do Corvo e Faial. Pela análise da Tabela 3-24, que apresenta os valores deste indicador para interrupções longas, verifica-se que as redes de distribuição MT se constituem como as principais origens de interrupções que contribuem para o valor final deste indicador. Nas ilhas Terceira, Pico, Faial e Corvo os centros produtores têm influência significativa, senão preponderante, para o valor do indicador. SAIDI 2015 Produção EDA EDA Renováveis Redes Dist. Dist. Outros Transp. MT BT Inst. Cliente SANTA MARIA 0:04 1:31 0:00 0:07 C 0:04 1:31 0:00 0:07 SAO MIGUEL 0:16 0:09 0:04 2:03 0:00 0:27 A 0:02 0:00 1:00 0:27 B 0:13 0:07 0:01 1:55 0:30 C 0:22 0:13 0:07 2:27 0:00 0:27 TERCEIRA 2:10 0:06 0:33 1:33 0:00 0:02 A 0:47 0:00 0:40 1:11 0:04 B 1:25 0:04 2:16 0:02 C 3:01 0:10 0:37 1:35 0:00 0:01 GRACIOSA 0:24 5:14 0:07 C 0:24 5:14 0:07 SAO JORGE 0:41 8:17 C 0:41 8:17 PICO 3:12 0:26 0:08 5:23 0:00 0:03 C 3:12 0:26 0:08 5:23 0:00 0:03 FAIAL 8:08 1:12 0:00 0:06 A 7:06 0:28 0:00 0:13 C 8:40 1:34 0:03 FLORES 1:18 0:27 7:32 0:34 C 1:18 0:27 7:32 0:34 CORVO 2:38 0:05 C 2:38 0:05 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 re- 50

51 des e centros produtores. Através desta tabela conclui-se que as interrupções previstas por razões de serviço têm um maior peso no valor do indicador em Santa Maria, Graciosa, São Jorge, Faial e Flores. As interrupções devidas a causas próprias assumem papel preponderante na duração média de interrupções nas ilhas de São Miguel, Terceira, Pico e Corvo. SAIDI 2015 Previstas Acidentais SANTA MARIA 0:05 1:22 0:01 0:13 C 0:05 1:22 0:01 0:13 SAO MIGUEL 0:19 0:25 0:00 0:00 0:21 1:19 0:07 0:27 A 0:25 0:17 0:00 0:03 0:41 0:01 0:00 B 0:25 0:24 0:00 0:19 1:18 0:04 0:16 C 0:15 0:28 0:01 0:00 0:28 1:33 0:10 0:40 TERCEIRA 0:03 0:47 0:07 0:20 3:02 0:05 A 0:05 0:45 0:05 0:05 1:43 0:00 B 0:05 1:08 0:16 0:19 1:59 C 0:01 0:44 0:06 0:28 3:55 0:09 GRACIOSA 0:07 3:06 2:32 C 0:07 3:06 2:32 SAO JORGE 5:16 0:22 0:07 3:10 0:03 C 5:16 0:22 0:07 3:10 0:03 PICO 0:03 2:50 1:00 5:09 0:11 C 0:03 2:50 1:00 5:09 0:11 FAIAL 0:07 5:01 4:17 A 0:16 4:29 3:03 C 0:03 5:18 4:56 FLORES 0:38 4:57 0:15 4:01 C 0:38 4:57 0:15 4:01 CORVO 0:05 2:38 C 0:05 2: Prev istas Acordo Cliente; 12 - Prev istas Razões Serv iço; 14 - Fato imputáv el ao cliente; 21 - Acidentais Fortuitas força-maior; 23 - Razões segurança; 24 - Causas Próprias; 25 - Reengates; 26 - Fato imputáv el cliente 91 - Ev entos excecionais Fortuitas força-maior/vento Intensidade excecional; 92 - Ev entos excecionais interv enção terceiros Com exceção da zona A da ilha do Faial, onde o padrão foi excedido por 3 minutos, todas as ilhas respeitaram os padrões estabelecidos para este indicador. SAIDI SANTA MARIA 2015 Total Padrão Acidentais C 0:01 0:13 0:15 12:00 SAO MIGUEL A 0:00 0:03 0:41 0:45 3:00 B 0:00 0:19 1:18 1:37 5:00 C 0:00 0:28 1:32 2:02 12:00 TERCEIRA A 0:05 0:05 1:43 1:53 3:00 B 0:16 0:19 1:59 2:34 5:00 C 0:06 0:28 3:55 4:30 12:00 GRACIOSA C 2:32 2:32 12:00 SAO JORGE C 0:22 0:07 3:10 3:39 12:00 PICO C 1:00 5:09 6:09 12:00 FAIAL A 3:03 3:03 3:00 C 4:56 4:56 12:00 FLORES C 0:15 4:01 4:16 12:00 CORVO C 2:38 2:38 12: Acidentais Fortuitas força-maior; 23 - Razões segurança; 24 - Causas Próprias Tabela SAIDI - interrupções longas (hh:mm) Tabela SAIDI - interrupções longas por causa (hh:mm) Os valores do indicador SAIDI, para interrupções longas, não excecionadas, é apresentada na Tabela

52 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 10,3 4,8 27,7 6,3 2,9 SAO MIGUEL 139,8 123,9 95,5 98,6 115,5 TERCEIRA 153,5 414,4 123,6 189,8 93,7 GRACIOSA 14,1 15,7 6,5 5,2 6,0 SAO JORGE 24,7 66,8 37,6 32,9 22,4 PICO 16,3 73,4 52,3 69,6 43,5 FAIAL 17,9 16,3 27,1 19,6 45,4 FLORES 6,8 21,2 14,8 14,1 9,7 CORVO 0,1 0,2 0,1 0,2 0,5 Tabela Estimativa de energia não distribuída (MWh) 52

53 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 2015, na RAA, registaram-se 2 milhões de interrupções em pontos de entrega da rede de baixa tensão, mais 0,3% que o valor registado em Destas interrupções cerca de metade 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 2015, as interrupções de curta duração apresentam um acréscimo de 2,3% enquanto as interrupções longas decresceram 1,6%, em relação ao ano anterior. As ilhas de Santa Maria, Graciosa, São Jorge, Pico e Flores demonstram uma redução do número de interrupções face a 2014, com variações entre -1,8% e -65,7%. O maior incremento relativo deu-se na ilha do Corvo (126,5%), verificando-se aumentos entre 4,7% e 9,6% nas restantes ilhas. N.º Interrupções SANTA MARIA Curtas 7,6 8,0 14,7 15,5 8,7 Longas 37,4 18,2 32,3 42,1 11,1 SÃO MIGUEL Curtas 164,1 229,9 194,5 541,2 483,7 Longas 380,1 397,3 289,5 263,9 358,9 TERCEIRA Curtas 307,9 382,6 271,6 323,5 435,8 Longas 354,3 524,3 282,5 324,4 274,0 GRACIOSA Curtas 15,3 14,3 8,7 27,3 22,2 Longas 44,8 40,4 45,9 29,3 22,1 SÃO JORGE Curtas 15,5 17,7 6,2 21,2 17,8 Longas 37,9 58,4 78,3 89,0 75,3 PICO Curtas 5,3 10,0 17,0 35,8 31,2 Longas 62,0 147,2 151,9 210,1 179,3 FAIAL Curtas 6,6 3,9 5,5 21,3 13,8 Longas 57,6 64,5 92,1 74,0 89,1 FLORES Curtas 4,0 1,7 1,6 12,1 7,3 Longas 25,5 43,0 27,8 22,7 26,9 CORVO Curtas 0,6 0,1 - Longas 2,5 1,9 1,8 1,3 2,9 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). Em São Miguel verifica-se um acréscimo em interrupções longas, reduzindo o número de interrupções curtas. Na ilha Terceira a evolução é oposta. Constatam-se reduções em interrupções longas nas ilhas de Santa Maria (-73,4%), Terceira (15,5%), Graciosa (-24,6%), São Jorge (-15,4%) e Pico (-14,7%). 53

54 As interrupções longas registadas em 2015 são apresentadas na Tabela 3-30, com a desagregação pela causa que lhes dão origem. N.º Interrupções 2015 Previstas Imprevistas Santa Maria São Miguel Terceira Graciosa 2 20 São Jorge Pico Faial Flores Corvo Previstas 21 - Acidentais Fortuitas força-maior; 23 - Razões segurança; 24 - Causas Próprias; 91 - Eventos excecionais BLAS; 92 - Eventos excecionais Tabela N.º de interrupções longas em PdE da rede BT, na RAA (apenas se apresentam causas com mais de um milhar) Salvo na ilha de Santa Maria, onde a maioria das interrupções em pontos de entrega de baixa tensão são previstas e devem-se a razões de serviço, as causas próprias são o fator preponderante nas interrupções registadas em Nas ilhas de São Miguel, Pico e Flores a segunda maior causa de interrupções referese a razões de segurança, atingindo, respetivamente, 22,4%, 21,4% e 17,7% do número total de interrupções. Em São Miguel os eventos excecionais têm expressão considerável: 20,6%. Indicadores de continuidade BT Esta secção analisará sucintamente os indicadores de continuidade de baixa tensão, para as interrupções longas verificadas em RAA Quando comparado com o ano anterior, em 2015 verifica-se um aumento da duração média de interrupções (SAIDI) em zonas do tipo B (26,0%) e decréscimo em zonas do tipo A (-39,9%) e C (-22,5%). A frequência média de interrupções apresenta valores inferiores em zonas do tipo C (-4,9%) e superiores em zonas do tipo A (7,4%) e B (73,8%). Estas variações incluem interrupções previstas e acidentais. SAIFI EDA A 3,4 4,9 3,4 3,0 3,2 B 4,4 2,9 4,3 3,0 5,3 C 10,0 13,0 9,4 13,2 12,6 SAIDI EDA A 2:07 4:42 1:37 3:45 2:15 B 1:01 0:41 1:40 2:05 2:37 C 5:09 10:45 5:16 7:25 5:44 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. A duração média de interrupções, para interrupções de longa duração, em zonas do tipo A, é maioritariamente devida a interrupções com origem centros produtores. Nas zonas do tipo B e C as redes de distribuição MT são a principal origem. A frequência média de interrupções apresenta igual distribuição. Os centros produtores têm uma expressão apreciável no valor destes indicadores, cujo peso varia entre 29,6% a 61,9% no caso do SAIDI e entre 46,0% e 58,8% no caso do SAIFI. 54

55 SAIFI EDA 2015 Produção EDA EDA Renováveis Outros Redes Transp. Dist. Dist. Tabela Indicadores de continuidade de serviço BT da RAA, para interrupções longas, por origem (SAIFI n.º; SAIDI hh:mm) MT BT Inst. Cliente A 1,9 0,0 0,3 0,9 0,1 0,0 B 1,8 0,6 0,0 2,8 0,1 0,0 C 4,9 1,2 0,5 5,8 0,1 0,0 SAIDI EDA A 1:23 0:00 0:14 0:33 0:03 0:00 B 0:38 0:08 0:00 1:46 0:04 0:00 C 2:02 0:13 0:12 3:06 0:10 0:00 SAIFI EDA 2015 Previstas Acidentais A 0,0 0,5 0,0 0,1 2,5 0,1 B 0,0 0,2 0,0 1,4 3,4 0,2 C 0,0 1,2 0,2 2,1 7,9 0,0 1,1 SAIDI EDA A 0:00 0:55 0:00 0:02 1:15 0:00 B 0:00 0:18 0:00 0:25 1:51 0:02 C 0:00 1:37 0:04 0:30 3:11 0:00 0: Prev istas Acordo Cliente; 12 - Prev istas Razões Serv iço; 21 - Acidentais Fortuitas força-maior; 23 - Razões segurança; 24 - Causas Próprias; 26 - Fato imputáv el cliente 91 - Ev entos excecionais Fortuitas forçamaior/vento Intensidade excecional SAIFI EDA 2015 Total Padrão Acidentais A 0,0 0,1 2,5 2,7 4,0 B 0,0 1,4 3,4 4,9 7,0 C 0,2 2,1 7,9 10,3 10,0 SAIDI EDA A 0:00 0:02 1:15 0,1 4:00 B 0:00 0:25 1:51 0,1 6:00 C 0:04 0:30 3:11 0,2 10: Acidentais Fortuitas força-maior; 23 - Razões segurança; 24 - Causas Próprias Tabela Indicadores de continuidade de serviço de BT da RAA, para interrupções longas (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 incumprimento do SAIFI em zonas C e o seu cumprimento em zonas do tipo A e B. Os padrões definidos para o SAIDI foram cumpridos em todas as zonas de qualidade. 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 as causas próprias são predominantes. Outros fatores relevantes no valor dos indicadores são as interrupções previstas por razões de serviço e, em particular, as razões de segurança. 55

56 SAIFI Indicadores BT ilhas 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 10,3 5,0 8,8 12,9 3,4 SÃO MIGUEL A 1,7 1,8 0,8 0,6 1,2 B 4,4 2,9 3,5 1,8 3,9 C 8,1 8,7 5,5 7,2 9,3 TERCEIRA A 6,3 11,8 6,1 5,9 3,8 B 7,6 7,3 9,8 C 15,7 22,1 10,8 18,9 15,8 GRACIOSA C 13,9 12,6 14,4 10,0 7,7 SÃO JORGE C 6,6 10,2 13,8 18,5 15,7 PICO C 6,8 16,1 16,5 26,3 22,6 FAIAL A 3,8 2,8 7,5 6,0 10,0 C 10,3 12,6 15,6 14,8 15,6 FLORES C 10,6 18,1 11,9 10,9 12,7 CORVO C 10,0 7,3 7,1 5,6 13,0 Tabela Evolução do SAIFI BT - interrupções longas (n.º) Pela análise da Tabela 3-36 constata-se que, na generalidade dos casos, as interrupções dos pontos de entrega da rede em baixa tensão têm origem a montante desta rede, ou seja, as redes de distribuição MT e rede de transporte, bem como os centros produtores. Desta forma, o comportamento dos indicadores gerais de continuidade de serviço da rede de baixa tensão segue, invariavelmente, o dos indicadores homónimos da rede MT. SAIFI 2015 Produção EDA SANTA MARIA Redes EDA Renováveis Outros Transp. Dist. Dist. Inst. MT BT Cliente C 0,5 2,8 0,1 SÃO MIGUEL A 0,1 0,0 1,0 0,0 0,0 B 0,9 0,6 0,0 2,3 0,1 0,0 C 1,5 1,4 0,4 6,0 0,1 0,0 TERCEIRA A 1,5 0,0 1,1 1,1 0,2 B 4,9 0,5 0,0 4,2 0,1 C 9,6 1,5 1,6 2,8 0,3 GRACIOSA C 1,4 6,3 0,0 SÃO JORGE C 4,0 0,0 11,6 0,1 0,0 PICO C 11,8 1,8 0,5 8,3 0,2 0,0 FAIAL A 9,4 0,5 0,0 0,0 C 11,0 4,6 0,0 FLORES C 4,1 3,4 5,0 0,2 0,0 CORVO C 10,8 1,6 0,7 Tabela SAIFI BT - interrupções longas, por origem (n.º) Em 2015, de forma global, verifica-se uma redução deste indicador nas ilhas de Santa Maria, Graciosa, São Jorge, Pico e nas zonas A e C da Terceira. Nas restantes ilhas e zonas de qualidade registou-se um aumento do indicador SAIFI, mais significativo nas zonas A e B da ilha de São Miguel (83,6% e 120,4%), no Corvo (132,2%) e zona A do Faial (67,7%). 56

57 SAIFI 2015 SANTA MARIA Previstas Acidentais C 2,2 0,6 0,7 0,0 SÃO MIGUEL A 0,0 0,1 0,0 0,1 0,8 0,1 B 0,0 0,1 0,0 1,4 2,2 0,2 C 0,0 0,3 0,1 2,0 4,8 0,0 2,1 TERCEIRA A 0,4 0,1 0,2 3,2 B 0,7 0,0 1,7 7,4 0,0 C 0,5 0,4 2,7 11,8 0,4 GRACIOSA C 0,7 0,0 7,0 0,0 SÃO JORGE C 3,3 1,1 1,2 9,6 0,6 PICO C 0,0 2,6 0,0 4,8 14,7 0,5 FAIAL A 2,4 7,6 C 4,1 11,6 FLORES C 0,0 2,2 2,2 8,3 CORVO C 1,6 11, Prev istas Acordo Cliente; 12 - Prev istas Razões Serv iço; 21 - Acidentais Fortuitas força-maior; 23 - Razões segurança; 24 - Causas Próprias; 26 - Fato imputáv el cliente 91 - Ev entos excecionais Fortuitas forçamaior/vento Intensidade excecional Tabela SAIFI BT - interrupções longas, por causa (n.º) O SAIFI BT, para interrupções longas, tem, como esperado, uma forte concentração em interrupções com origem em centros produtores e nas redes em média tensão. Nas ilhas Santa Maria, São Miguel, Graciosa, São Jorge e Flores predominam as interrupções com origem nas redes (de distribuição MT. Nas restantes ilhas a maioria da frequência média de interrupções tem origem em centros produtores. Na ilha de Santa Maria cerca de 63,1% do valor deste indicador resulta de interrupções previstas por razões de serviço, nas restantes ilhas predominam os incidentes por causas próprias, com valores que oscilam entre os 51,2% nas zonas do tipo C de São Miguel e os 90,7% na ilha Graciosa. SAIFI SANTA MARIA 2015 Total Padrão Acidentais C 0,6 0,7 1,3 13,0 SÃO MIGUEL A 0,0 0,1 0,8 1,0 4,0 B 0,0 1,4 2,2 3,6 9,0 C 0,1 2,0 4,8 6,9 13,0 TERCEIRA A 0,1 0,2 3,2 3,4 4,0 B 0,0 1,7 7,4 9,1 9,0 C 0,4 2,7 11,8 14,9 13,0 GRACIOSA C 0,0 7,0 7,0 13,0 SÃO JORGE C 1,1 1,2 9,6 11,8 13,0 PICO C 0,0 4,8 14,7 19,5 13,0 FAIAL A 7,6 7,6 4,0 C 11,6 11,6 13,0 FLORES C 2,2 8,3 10,6 13,0 CORVO C 11,4 11,4 13, Acidentais Fortuitas força-maior; 23 - Razões segurança; 24 - Causas Próprias Tabela 3-38 SAIFI BT, para interrupções longas (n.º) Para as interrupções longas não excecionadas, apresenta-se o valor do indicador SAIFI para cada uma das ilhas da RAA na Tabela Na generalidade das ilhas e zonas de qualidade o padrão estabelecido foi cumprido. Registaram-se 4 exceções: zonas do tipo B e C na ilha Terceira; zona A da ilha do Faial; zona C do Pico. 57

58 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 2014, os valores da duração média de interrupções, para PdE da rede BT, exibem variações muito distintas entre as várias ilhas da Região. As variações positivas mais significativas deram-se na ilha do Corvo (206,8%) zonas A e B de São Miguel (42,4% e 114,6%) e zona A do Faial (210,4%). As ilhas e zonas que apresentam melhorias mais significativas, em valor relativo, deste indicador são as zonas C de Santa Maria (-56,9%), Pico (-29,9%) e Flores (- 37,1%) e zonas A e C da ilha Terceira (-76,7% e 43,0%). SAIDI SANTA MARIA C 4:13 2:02 12:43 4:05 1:45 SÃO MIGUEL A 0:40 0:27 0:13 0:20 0:28 B 1:01 0:42 1:05 0:59 2:08 C 3:16 2:58 1:46 3:16 2:58 TERCEIRA A 4:53 14:18 3:09 10:19 2:24 B 3:57 5:48 4:17 C 7:48 23:15 4:28 11:41 6:39 GRACIOSA C 8:58 9:35 4:07 3:43 3:24 SÃO JORGE C 6:29 21:33 11:39 10:29 10:29 PICO C 5:50 16:12 13:40 16:20 11:27 FAIAL A 2:03 1:07 3:47 2:48 8:43 C 3:57 4:57 7:22 7:14 11:54 FLORES C 7:17 18:48 13:26 14:23 9:02 CORVO C 6:37 1:32 3:21 1:38 5:03 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 2015, com exceção das zonas C da Terceira e ilhas do Faial e Corvo, onde os centros produtores foram quem mais pesou na duração do indicador. 58

59 SAIDI 2015 Produção EDA SANTA MARIA EDA Renováveis Outros Redes Transp. Dist. MT Dist. C 0:03 1:40 0:02 SÃO MIGUEL Tabela SAIFI BT - interrupções longas, por origem (hh:mm) Em 2015, as principais causas de interrupção, que contribuem para o valor total da duração média de interrupções do sistema, são as causas próprias. Verificaram-se exceções nas ilhas de Santa Maria, São Jorge, Faial e Flores onde as intervenções previstas por razões de serviço representam mais de 50% do valor do indicador. BT Inst. Cliente A 0:02 0:00 0:23 0:01 0:00 B 0:17 0:08 0:00 1:39 0:03 0:00 C 0:26 0:14 0:07 2:04 0:05 0:00 TERCEIRA A 0:31 0:00 0:47 0:57 0:07 B 1:50 0:07 0:00 2:11 0:08 C 3:42 0:11 0:42 1:38 0:25 GRACIOSA C 0:28 2:55 0:01 SÃO JORGE C 0:50 0:00 9:33 0:05 0:00 PICO C 4:00 0:32 0:10 6:30 0:12 0:00 FAIAL A 8:20 0:20 0:02 0:00 C 10:06 1:45 0:02 FLORES C 1:33 0:30 6:36 0:21 0:00 CORVO C 3:46 0:53 0:23 SAIDI 2015 SANTA MARIA Previstas Acidentais C 1:32 0:02 0:10 0:00 SÃO MIGUEL A 0:00 0:01 0:00 0:03 0:23 0:01 B 0:00 0:01 0:00 0:24 1:39 0:03 C 0:00 0:11 0:01 0:32 1:36 0:00 0:35 TERCEIRA A 0:38 0:02 0:02 1:40 B 1:14 0:00 0:28 2:33 0:00 C 0:51 0:08 0:32 4:54 0:12 GRACIOSA C 0:47 0:00 2:36 0:00 SÃO JORGE C 6:05 0:25 0:07 3:47 0:02 PICO C 0:00 3:35 0:00 1:14 6:22 0:14 FAIAL A 5:00 3:42 C 6:02 5:51 FLORES C 0:00 5:03 0:16 3:41 CORVO C 0:53 4: Prev istas Acordo Cliente; 12 - Prev istas Razões Serv iço; 21 - Acidentais Fortuitas força-maior; 23 - Razões segurança; 24 - Causas Próprias; 26 - Fato imputáv el cliente 91 - Ev entos excecionais Fortuitas forçamaior/vento Intensidade excecional Tabela SAIDI BT - interrupções longas, por causa (hh:mm) O indicador SAIDI, para interrupções longas não excecionadas pode ser consultado na Tabela

60 SAIDI 2015 Total Padrão Acidentais SANTA MARIA C 0:02 0:10 0:13 12:00 SÃO MIGUEL A 0:00 0:03 0:23 0:26 4:00 B 0:00 0:24 1:39 2:03 6:00 C 0:01 0:32 1:36 2:10 12:00 TERCEIRA A 0:02 0:02 1:40 1:45 4:00 B 0:00 0:28 2:33 3:02 6:00 C 0:08 0:32 4:54 5:36 12:00 GRACIOSA C 0:00 2:36 2:36 12:00 SÃO JORGE C 0:25 0:07 3:47 4:21 12:00 PICO C 0:00 1:14 6:22 7:37 12:00 FAIAL A 3:42 3:42 4:00 C 5:51 5:51 12:00 FLORES C 0:16 3:41 3:58 12:00 CORVO C 4:10 4:10 12: Acidentais Fortuitas força-maior; 23 - Razões segurança; 24 - Causas Próprias Tabela 3-42 SAIFI BT, para interrupções longas (hh:mm) Pela análise da tabela anterior verifica-se que, ao nível da duração média de interrupções os padrões de qualidade definidos no RQS foram cumpridos em todas as ilhas. 60

61 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 2015, verificaram-se 92 situações de incumprimento dos padrões individuais de qualidade de serviço. Este número representa menos de 0,1% do número de clientes da EDA. Face ao ano anterior, constatou-se uma redução de, aproximadamente, 90% do numero de situações. Das 9 ilhas que compõem o arquipélago dos Açores, 5 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 84%, e verificaram-se nas ilhas de São Miguel, Terceira, São Jorge, Pico e Faial com 9,8%, 22,8%, 2,2%, 42,4% e 22,8%, respetivamente. 61

62 Zona Número Duração Total BT <= 20,7 BT > 20,7 MT BT <= 20,7 BT > 20,7 MT SÃO MIGUEL A 2 2 B 7 7 TERCEIRA A B C 1 1 SÃO JORGE C 2 2 PICO C FAIAL A C 1 1 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 8 8 B TERCEIRA A B C 6 6 SÃO JORGE C PICO C FAIAL A C Total EDA Tabela Valor total de compensações ( ) 62

63 O total das situações de incumprimento dos indicadores individuais de qualidade de serviço totalizou uma quantia de Apesar da média tensão ter apenas 16,3% do número de situações de incumprimento, representa, cerca de, 66,0% do valor das compensações. Número de compensações Montante ( ) Zona Número Duração Total Número Duração Total TERCEIRA A 2 2 0,12 0,12 B 1 1 0,17 FAIAL A 1 1 0,17 0,17 Total EDA ,00 0,46 0,46 Tabela Compensações que revertem para o fundo de reforço de investimento De acordo com a tabela anterior, de forma a melhorar a Qualidade de Serviço, verificase que 0,46 do total de reverteram para o Fundo de Reforço dos Investimentos das respetivas zonas. Das 92 situações de clientes com direito a indemnização, 88 deram, efetivamente, origem a compensação a clientes enquanto as restantes 4 reverteram para o Fundo de Reforço dos Investimentos das respetivas zonas. De acordo com a Tabela 3-48, na Região Autónoma dos Açores, em 2015, registaram-se 8 situações onde ocorreram incumprimentos de duração e número em simultâneo. BT <= 20,7 BT > 20,7 MT Zona Total Número Duração Duração Número Duração TERCEIRA A FAIAL A Total EDA Tabela Nº de situações com incumprimentos de duração e número em simultâneo 63

64 4. Qualidade da onda de tensão A qualidade da energia entregue aos consumidores, que é definida pela forma da onda de tensão, está diretamente relacionada com a qualidade da onda de tensão da rede. Embora exista uma série de índices para qualificar a onda de tensão, serão, em última estância, os equipamentos dos consumidores a determinar a qualidade da mesma. Com a crescente automatização das indústrias, a qualidade da forma da onda de tensão torna-se cada vez mais relevante, principalmente para os consumidores industriais. De acordo com o estipulado no Regulamento de Qualidade de Serviço (RQS), compete à concessionária de transporte e distribuição garantir que a energia elétrica fornecida cumpre o especificado nas normas e/ou regulamentos, sendo que, os parâmetros da qualidade da onda de tensão devem ser monitorizados numa amostra da rede segundo um plano a submeter a aprovação à Direção Regional do Comércio, Industria e Energia, competindo à entidade reguladora (ERSE) a fiscalização do cumprimento deste plano. Plano de monitorização O Plano de monitorização da Qualidade de Energia Elétrica para o ano de 2015 resultou de uma extensão do plano previamente desenvolvido pela EDA para o ano de 2014 de acordo com o RQS da RAA que vigorou até ao dia 31 de dezembro de 2013, incluindo adaptações decorrentes da entrada em vigor do novo RQS em 1 de janeiro de 2014, nomeadamente no que diz respeito à necessidade de monitorização de pelo menos dois PT de cada concelho num período mínimo de 1 ano. A EDA propôs-se efetuar a monitorização da qualidade da onda de tensão em 2015 nos pontos da sua rede de transporte e distribuição apresentadas nas Tabelas 1 e 2 em 52 instalações (28 SE/PS e 24 PTDs) durante as 52 semanas. Na monitorização da rede de distribuição em BT, procurou-se dar sequência ao plano proposto para A EDA ira adquirir, em 2016, 3 analisadores da qualidade de energia portáteis, classe A, com o objetivo de verificar a qualidade da onda de tensão na sequência de reclamações de clientes, de acordo com a EN 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

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

66 Ilha Concelho Instalação Nome Barramento Ano GRACIOSA S.C. GRACIOSA SE CT QUITADOURO S. JORGE VELAS SE CT CAMINHO NOVO PICO S.ROQUE SE CT S.ROQUE 30/ PICO MADALENA SE MADALENA PICO LAJES DO PICO SE LAJES FAIAL HORTA SE CT STA. BARBARA FAIAL HORTA PS PE SALAO FLORES LAJES DAS FLORES SE CT LAJES FLORES SANTA CRUZ DAS FLORES SE CH. ALÉM FAZENDA FLORES SANTA CRUZ DAS FLORES PS SANTA CRUZ CORVO CORVO SE CT CORVO Tabela Pontos de monitorização Redes de transporte e distribuição em AT e MT 66

67 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 1PT0050 PT MERCADO 69% R(*); 31% I+S (*) S. MIGUEL A PONTA DELGADA 2PT0308 AVENIDA KOPKE 100% I+S (*) S.MIGUEL C PONTA DELGADA 2PT0409 HABITAÇÕES VICTOR CAMARA 84% R (*); 16% I+S (*) S.MIGUEL B RIB. GRANDE 2PT0425 GARRIDA 73% R (*); 27% I+S (*) S.MIGUEL C RIB. GRANDE 2PT0472 BOA VIAGEM - CALHETAS 81% R (*); 19% I+S (*) S.MIGUEL B LAGOA 2PT0274 URB.N.S.GRAÇA 80% R+20%S (*) S.MIGUEL C V.F.CAMPO 2PT0313 PORTO DE V.FRANCA 82% R (*); 18% I+S (*) S.MIGUEL C POVOAÇÃO 2PT0036 S.MIGUEL C NORDESTE 2PT0514 TERCEIRA A A.HEROÍSMO 3PT0210 LOMBA DO CARRO PISCINAS- NORDESTE PORTO DAS PIPAS 100%S (*) % S (*) % I+S (*) TERCEIRA C A.HEROÍSMO 3PT0036 DOZE RIBEIRAS 82% R(*); 18% I+S (*) TERCEIRA B P.VITÓRIA 3PT0058 BELO JARDIM 79% R(*); 21% I+S (*) TERCEIRA C P.VITÓRIA 3PT0076 VILA NOVA 81% R(*); 19% I+S (*) GRACIOSA C S.C. DA GRACIOSA 4PT0003 LUZ 79% R (*); 21% I+S S JORGE C VELAS 5PT0059 VELAS 70% R(*); 29% I+S (*) S. JORGE C CALHETA 5PT0001 PORTO DA CALHETA 79% R(*); 21% I+S (*) PICO C S. ROQUE 6PT0081 POLIVALENTE 49% R(*); 51% I+S (*) PICO C LAJES 6PT0050 LAJES PICO C MADALENA 6PT0022 BARCA 50% R(*); 50% I+S (*) 42% R(*); 58% I+S (*)

68 Ilha Zona geográfica Concelho Instalação Nome Tipo de carga Potência instalada Ano FAIAL A HORTA 7PT0044 HORTECO FAIAL C HORTA 7PT0036 VALE FORMOSO 87% R(*); 13% I+S (*) 83% R(*); 17% I+S (*) FLORES C S. CRUZ DAS FLORES 8PT0021 BAIRRO DE ALFAVACAS 53% R(*); 47% I+S (*) FLORES C LAJES 8PT0008 VILA DAS LAJES 46% R(*); 54% I+S (*) CORVO C CORVO 9PT0001 VILA NOVA DO CORVO 57% R(*); 43% I+S (*) (*) 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 Ilha de São Jorge, Flores e Corvo de equipamentos e às falhas de comunicação com os equipamentos. Indicadores semanais No decorrer do ano de 2015 e para as ilhas de São Jorge, Flores, não foi possível cumprir os requisitos do RQS de monitorizar dois PT por concelho por motivo de atraso no fornecimento de equipamento pelo fornecedor, tendo sido monitorizados no decorrer de 2015 o 5PT0059, e o 8PT0021 para a ilha de São Jorge e Flores respetivamente. Por Idêntica razão também não foi possível monitorizar o 9PT0001 da ilha do Corvo. Taxa de realização do Plano de Monitorização Para a escolha entre as várias semanas e entre os vários locais foram criados dois indicadores semanais: = (V MEDIDO CPQI RMS V NOMINAL ) (V LIMITE V NOMINAL ) Indicador para as grandezas do regime permanente Continuous Power Quality Índex (CPQI). Para as grandezas com níveis máximos e mínimos (como a tensão e a frequência) os valores máximos e mínimos e os percentis de 5% e 95% são normalizados de acordo com a expressão: A taxa de realização do plano de monitorização foi de 89.8%. 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 É retido o maior valor de entre os calculados para as 3 fases dos percentis 5% e 95%. 68

69 Para as grandezas apenas com níveis máximos, são normalizados os percentis 95% de acordo com a seguinte expressão: CPQI RMS V MEDIDO É retido o maior valor entre as 3 fases Se todos os valores forem inferiores a 1, é retido como CPQI o maior valor. No caso contrário são somados todos os valores superiores a 1. A seleção das semanas apresentadas por equipamento foi efeituada utilizando o seguinte princípio: a semana cujo valor CPQI corresponde à mediana dos valores; a semana com o pior índice do CPQI; a semana com o melhor índice de CPQI. Qualidade onda de tensão Em todos os pontos de medição referidos no plano de monitorização, foram monitorizados os seguintes parâmetros: Valor eficaz de tensão; Frequência; V Cavas de tensão; LIMITE Tremulação (flicker); Distorção harmónica; Desequilíbrio do sistema trifásico de tensões; Sobretensões. Foram selecionadas três semanas, de acordo com os critérios expostos no ponto Os valores registados nos períodos em análise são apresentados no anexo IV. Amplitude Da análise dos valores registados, conclui-se a conformidade dos valores registados com a NP EN para a média e baixa tensão nos pontos de rede monitorizados, em todas as ilhas da Região. Tremulação (Flicker) Da análise dos valores registados, conclui-se a conformidade destes a EN para a alta, média e baixa tensão nos pontos de rede monitorizados, com exceção das seguintes situações de inconformidade descritos de seguida. Ilha Terceira Para a baixa tensão foi registado o incumprimento numa das semanas no 3PT0210 no período de 26 de outubro a 1 de novembro de 2015 numa das fases, em que se registou uma taxa máxima de cumprimento de 93,63%. De referir que até à data, não houve qualquer reclamação com origem neste tipo de perturbação. Ilha do Corvo Para a média tensão foi registado o incumprimento numa das semanas selecionadas na Central do Corvo - barramento de 15kV, no período de 29 de dezembro de 2014 a 4 69

70 janeiro de 2015, registando-se uma taxa máxima de cumprimento de 77,78%. Os valores de Tremulação não regulamentares advêm das características do sistema elétrico existente na ilha do Corvo, e às flutuações de tensão provocadas pelas cargas existentes na ilha. De referir que até à data, não houve qualquer reclamação com origem neste tipo de perturbação. 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. Harmónicos Verificou-se a conformidade em 100% dos valores registados para os diferentes níveis de tensão, em todas as ilhas da RAA. Cavas A classificação de cavas que se segue foi efetuada com base na extração direta dos registos dos equipamentos de qualidade de onda de tensão, utilizando um intervalo de agregação temporal de 1 minuto. De referir que nas tabelas que se seguem estão contemplados as ocorrências registadas pelos equipamentos, mesmo que não tenham afetado clientes por a rede a jusante estar desligada. Ilha de Santa Maria Média Tensão Na Tabela 4-3 são classificadas as cavas conforme EN 50160:2010 para a Média Tensão na ilha de Santa Maria. A maioria das cavas registadas (58%) na Média Tensão foi classificada dentro da área de imunidade para classe 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 4-3 Cavas na média tensão na Ilha de Santa Maria Baixa Tensão Na Tabela 4-4 são classificadas as cavas conforme EN 50160:2010 para a Baixa Tensão registadas no 1PT0050 PT Mercado, onde se poderá concluir que 50% das cavas estão dentro da área de imunidade para classe 2 e 3 de equipamentos definida no anexo B da EN50160, e que nenhuma cava poderá ser considerada como mais gravosas conforme [2] zona sombreada na tabela. 70

71 Tensão Duração t (ms) residual 10 < t 200 < t 500 < t 1000 < t 5000 < t U (%) <= 200 <= 500 <= 1000 <= 5000 <= > u >= > u >= > u >= > u >= > u Tabela 4-4 Cavas na baixa tensão na Ilha de Santa Maria Ilha de São Miguel Alta e Média Tensão Na Tabela 4-5 são classificadas as cavas conforme EN 50160:2010 para a Alta e Média Tensão. Pela análise à tabela conclui-se que a maioria das cavas de tensão (51%) está dentro da área de imunidade para classe 2 e 3 de equipamentos definida no anexo B da EN Da análise da Tabela 4-5, conclui-se ainda que apenas 1% das cavas (21) poderão ser considerada como mais severas de acordo com [2]. Após a análise da lista de eventos agregados conclui-se que as 21 cavas foram registadas na sequência de interrupções classificadas de acordo com a sua origem, tipo e causa da seguinte forma: 43 % das cavas foram registadas nas Subestações da Lagoa ou da Vila Franca, na sequência de interrupções com origem na Distribuição MT (linhas Lagoa Vila Franca ou Vila Franca Furnas), do tipo acidental, causa própria (SGI , , , , , ); 38 % destas cavas foram registadas na sequência de uma avaria num PT particular resultando uma interrupção classificada com origem na linha de distribuição MT Milhafres-Livramento, do tipo acidental, causa própria (SGI ). 19% das cavas foram registadas no barramento de 30kV da SE Foros em condições anormais de exploração da rede elétrica na sequência de uma interrupção classificada como tendo origem na distribuição MT, do tipo acidental, causa própria avaria de proteção de transformador de potência (SGI ). Tensão Duração t (ms) residual 10 < t 200 < t 500 < t 1000 < t 5000 < t U (%) <= 200 <= 500 <= 1000 <= 5000 <= > u >= > u >= > u >= > u >= > u Tabela 4-5 Cavas na alta e média tensão na Ilha de São Miguel Baixa Tensão Na Tabela 4-6 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 a maioria das cavas de tensão (53%) está dentro da área de imunidade para classe 2 e 3 de equipamentos definida no anexo B da EN Apenas 1% das cavas (11) poderão ser consideradas como mais gravosas conforme [2]. 71

72 Após a análise da lista de eventos agregados foi possível identificar as interrupções que originaram as referidas cavas de tensão, tendo sido estas classificadas quando à sua origem, tipo e causa da seguinte forma: 64% das cavas tiveram origem na Distribuição MT, em interrupções do tipo acidental por causa própria ( , , ) ou do tipo prevista por causa de razão de serviço (SGI , ). 19% das cavas foram registadas na sequência de uma interrupção classificada como tendo origem na produção externa, do tipo acidental, por razão de segurança (SGI ). Tensão Duração t (ms) residual 10 < t 200 < t 500 < t 1000 < t 5000 < t U (%) <= 200 <= 500 <= 1000 <= 5000 <= > u >= > u >= > u >= > u >= > u Tabela 4-6 Cavas na baixa tensão na Ilha de São Miguel Ilha Terceira Média Tensão Na Tabela 4-7 são classificadas as cavas na Média Tensão conforme EN 50160:2010 para a Ilha Terceira. A análise à tabela permite concluir que a maioria das cavas de tensão (81%) está dentro da área de imunidade para classe 2 e 3 de equipamentos definida no anexo B da EN50160 e que apenas 0,2% (4) das cavas de tensão poderão ser consideradas mais gravosas conforme [2]. A análise aos eventos agregados relativos às 4 cavas mais gravosas, e o cruzamento com outras aplicações informáticas da EDA permitiu identificar uma destas cavas como tendo sido registada na sequência de uma interrupção classificada como tendo tido origem na Distribuição MT, do tipo acidental por causa própria: religação seguida de disparo definitivo da LMT Praia da Vitória-Vila Nova (SGI ). As restantes três cavas foram registadas na CT Belo Jardim barramento 30kV. Tensão Duração t (ms) residual 10 < t 200 < t 500 < t 1000 < t 5000 < t U (%) <= 200 <= 500 <= 1000 <= 5000 <= > u >= > u >= > u >= > u >= > u Tabela 4-7 Cavas na média tensão na Ilha Terceira Baixa Tensão Na Tabela 4-8 são classificadas as cavas conforme EN 50160:2010 para a Baixa Tensão para a Ilha Terceira. Pela análise da tabela 7 conclui-se que 51% das cavas de tensão está dentro da área de imunidade para classe 2 e 3 de equipamentos definida no anexo B da EN Apenas 2% (11) das cavas registadas na Baixa Tensão poderão ser consideradas como mais gravosas de acordo com [2], tendo sido possível identificar a origem para apenas seis das cavas, sendo que: 72

73 Cinco foram registadas na sequência de cinco interrupções classificadas como tendo origem na Distribuição MT, do tipo acidental, por causa própria, na sequência de defeitos nas linhas Quatro Ribeiras-Vila Nova (SGI ), Quatro Ribeiras-Doze Ribeiras (SGI , ), Quatro Ribeiras-Vila Nova (SGI ), Praia da Vitória-Vila Nova (SGI ); Foi ainda possível identificar uma cava como estando associada a uma interrupção classificada como tendo origem na distribuição MT (linha Quatro Ribeiras-Doze Ribeiras), de causa fortuita associada a forte vento de intensidade excecional (SGI ). Tensão Duração t (ms) residual 10 < t 200 < t 500 < t 1000 < t 5000 < t U (%) <= 200 <= 500 <= 1000 <= 5000 <= > u >= > u >= > u >= > u >= > u Tabela 4-8 Cavas na baixa tensão na Ilha Terceira Ilha Graciosa Média Tensão A análise à Tabela 4-9 permite concluir da existência de uma cava mais severa que todas as outras (conforme [2]) registada na CT Quitadouro na sequência de uma interrupção classificada como tendo origem na produção CT Quitadouro, do tipo acidental, por causa própria tendo sido registada na sequência da saída de paralelo do grupo 7 da CT Quitadouro (SGI ). Tensão Duração t (ms) residual 10 < t 200 < t 500 < t 1000 < t 5000 < t U (%) <= 200 <= 500 <= 1000 <= 5000 <= > u >= > u >= > u >= > u >= > u Tabela 4-9 Cavas na média tensão na Ilha Graciosa Baixa Tensão Na Tabela 4-10 são classificadas as cavas conforme EN 50160:2010 para a Baixa Tensão da Ilha Graciosa. Da análise à referida tabela conclui-se que 69% das cavas de tensão estão dentro da área de imunidade para classe 2 e 3 de equipamentos definida no anexo B da EN50160 e nenhuma cava poderá ser considerada como mais gravosa, de acordo com [2]. Na tabela seguinte são classificadas as cavas na Média Tensão conforme EN 50160:2010 para a Ilha Graciosa. A maioria das cavas de tensão (82%) está dentro da área de imunidade para classe 2 e 3 de equipamentos definida no anexo B da EN

74 Tensão Duração t (ms) residual 10 < t 200 < t 500 < t 1000 < t 5000 < t U (%) <= 200 <= 500 <= 1000 <= 5000 <= > u >= > u >= > u >= > u >= > u Tabela 4-10 Cavas na baixa tensão na Ilha Graciosa Ilha São Jorge Média Tensão Na Tabela 4-11 são classificadas as cavas conforme EN 50160:2010 para a Média Tensão da Ilha de São Jorge. A maioria das cavas de tensão (65%) está dentro da área de imunidade para classe 2 e 3 de equipamentos definida no anexo B da EN A análise à tabela 10, e à lista de eventos agregados, permite concluir da existência de oito (8) cavas mais severas que todas as outras, tendo sido registadas na sua grande maioria - 75% (6) na sequência de indisponibilidades com origem na distribuição, e 25% (2) com origem na produção EDA, e classificadas da seguinte forma: Origem Distribuição Origem: Distribuição MT (linha de distribuição Caminho Novo- São Pedro), do tipo acidental, por causa própria, disparo geral (SGI ); Origem: Distribuição MT - Subestação Caminho Novo, do tipo acidental, por causa própria: defeito nas linhas Caminho Novo-São Pedro, Caminho-Novo Relvinha1 e Caminho Novo-Manadas (SGI ); Origem: Distribuição MT - linha de distribuição Caminho Novo-São Pedro, do tipo acidental, por causa própria: defeito entre fases (SGI ); Origem: Distribuição MT - linha de distribuição Caminho Novo-São Pedro, do tipo acidental, por causa própria: defeito entre fases (SGI ); Origem: Distribuição MT - linha de distribuição Caminho Novo- Relvinha 1/Caminho Novo-Manadas, do tipo acidental, por causa própria (SGI ); Origem: Distribuição MT - linha de distribuição Caminho Novo- Relvinha 1/Caminho Novo-Manadas, do tipo acidental, por causa própria: defeito entre fases (SGI ). Origem Produção Origem: Produção EDA - Subestação Caminho Novo, do tipo acidental, por causa própria: disparo geral (SGI ) Tensão Duração t (ms) residual 10 < t 200 < t 500 < t 1000 < t 5000 < t U (%) <= 200 <= 500 <= 1000 <= 5000 <= > u >= > u >= > u >= > u >= > u Tabela 4-11 Cavas na média tensão na ilha de São Jorge 74

75 Baixa Tensão Na Tabela 4-12 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 36% das cavas estão dentro da área de imunidade para classe 2 e 3 de equipamentos definida no anexo B da EN A análise à tabela 11 permite concluir da existência de quatro (4) cavas mais severas que todas as outras, conforme [2] tendo sido registadas na sequência das seguintes interrupções, classificadas da seguinte forma quanto à origem, causa e tipo: Origem Distribuição Origem: Distribuição MT - linha de distribuição Caminho Novo- Relvinha 1/Caminho Novo-Manadas, do tipo acidental, por causa própria: defeito entre fases nas linhas Caminho Novo-Relvinha 1 e Caminho Novo-Manadas (SGI ); Origem: Distribuição MT - linha de distribuição Caminho Novo-Relvinha 1/Caminho Novo-Manadas, do tipo acidental, por causa própria (SGI ); Origem Produção EDA Origem: Produção EDA - Subestação Caminho Novo, do tipo acidental, por causa própria: disparo geral (SGI ); Origem: Produção EDA - Subestação Caminho Novo, do tipo acidental, por causa própria: disparo geral (SGI ); Tensão Duração t (ms) residual 10 < t 200 < t 500 < t 1000 < t 5000 < t U (%) <= 200 <= 500 <= 1000 <= 5000 <= > u >= > u >= > u >= > u >= > u Tabela 4-12 Cavas na baixa tensão na Ilha São Jorge Ilha do Pico Média Tensão Na Tabela 4-13 são classificadas as cavas conforme EN 50160:2010 para a Média Tensão. A maioria das cavas de tensão (71%) está dentro da área de imunidade para classe 2 e 3 de equipamentos definida no anexo B da EN A análise à Tabela 4-13 permite concluir da existência de 19 cavas mais severas conforme [2], tendo sido registadas na sua grande maioria (74%) (14) na sequência de interrupções com origem na produção EDA, e as restantes 25% (5) na sequência de interrupções com origem na distribuição: Origem Produção EDA Origem: Produção, equipamento origem: CT São Roque do Pico, tipo acidental, causa própria, com origem interna ou desconhecida: saída de paralelo do grupo 6 (SGI , , ) e desligação do disjuntor dos serviços auxiliares da CT (SGI ). 75

76 Origem Distribuição Origem: Transporte, equipamento origem: linha São Roque Lajes, tipo acidental, causa própria: defeitos entre fases na linha São Roque Lajes (SGI ). Origem: Distribuição MT, equipamento origem: linha Madalena 01, tipo acidental, causa própria: defeitos entre fases na linha Madalena 01 na sequência de manobras na manutenção PT particular (SGI ). Tensão Duração t (ms) residual 10 < t 200 < t 500 < t 1000 < t 5000 < t U (%) <= 200 <= 500 <= 1000 <= 5000 <= > u >= > u >= > u >= > u >= > u Tabela 4-13 Cavas na média tensão na Ilha do Pico Baixa Tensão Na Tabela 4-14 são classificadas as cavas conforme EN 50160:2010 para a Baixa Tensão para a Ilha do Pico. Pela análise da tabela conclui-se que 56% das cavas registadas na Baixa Tensão está dentro da área de imunidade para classe 2 e 3 de equipamentos definida no anexo B da EN A análise à Tabela 4-14 permite ainda concluir da existência de vinte (20) cavas mais severas que todas as outras conforme [2], tendo a análise à lista de eventos agregados permitido associar o registo de quinze dessas cavas a nove interrupções (60%) com origem na produção e a seis interrupções (40%) com origem na distribuição MT e na rede de transporte, tendo as interrupções quer para a produção quer para a distribuição sido classificadas da seguinte forma quanto à sua origem, tipo e causa: Origem Produção Origem: Produção, equipamento origem: CT São Roque do Pico, tipo acidental, causa própria: saída de paralelo do grupo 6 (SGI , , ) Origem: Produção, equipamento origem: CT São Roque do Pico, tipo acidental, causa razão de segurança: saída de paralelo do grupo 4 (SGI ) Origem: Produção, equipamento origem: CT São Roque do Pico, tipo acidental, causa própria: desligação do disjuntor dos serviços auxiliares da CT (SGI ). Origem Distribuição MT, Transporte Origem: Distribuição MT, equipamento origem: 6PT0050, tipo prevista, causa razão de serviço (SGI ). Origem: Transporte, equipamento origem: linha de transporte São Roque- Lajes 1, tipo acidental, por causa própria: defeito entre fases na linha São Roque- Lajes1 (SGI ). Origem: Distribuição MT, equipamento origem: linha de distribuição Madalena São Mateus, tipo acidental, por causa própria: defeito entre fases na linha Madalena-São MATEUS (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 4-14 Cavas na baixa tensão na Ilha do Pico Ilha do Faial Média Tensão Na Tabela 4-15 são classificadas as cavas para o ano 2015, conforme EN 50160:2010 para a Média Tensão da Ilha do Faial. A maioria das cavas de tensão (58%) está dentro da área de imunidade para classe 2 e 3 de equipamentos definida no anexo B da EN Apenas 2% (3) das cavas registadas na Média Tensão poderão ser consideradas como mais gravosas de acordo com [2]. As três cavas consideradas como mais gravosas e registadas na CT Santa Bárbara ocorreram na sequência das seguintes interrupções, classificadas da seguinte de acordo com a sua origem, tipo e causa da seguinte forma: Origem Produção Origem: Produção EDA, equipamento origem: Central Térmica Santa Bárbara, do tipo acidental, de causa própria: saída de paralelo do grupo 7 (SGI ); Origem: Produção EDA, equipamento origem: Central Térmica Santa Bárbara, do tipo acidental, de causa própria: saída de paralelo do grupo 6 (SGI ); Origem Distribuição Origem: Distribuição MT, equipamento origem: linha de distribuição Santa Bárbara-Covões, do tipo acidental, de causa própria: defeito entre fases na linha Santa Bárbara-Covões (SGI ); Tensão Duração t (ms) residual 10 < t 200 < t 500 < t 1000 < t 5000 < t U (%) <= 200 <= 500 <= 1000 <= 5000 <= > u >= > u >= > u >= > u >= > u Tabela 4-15 Cavas na média tensão na Ilha do Faial Baixa Tensão Na Tabela 4-16 são classificadas as cavas conforme EN 50160:2010 para a Baixa Tensão para a Ilha do Faial. Da análise à referida tabela conclui-se que 50% das cavas registadas na Baixa Tensão estão dentro da área de imunidade para classe 2 e 3 de equipamentos definida no anexo B da EN De todas as cavas registadas na Baixa Tensão apenas 4% (4) poderão ser consideradas como mais gravosas, conforme [2], tendo sido registadas na sequência das seguintes interrupções classificadas relativamente à sua origem, tipo e causa da seguinte forma: 77

78 Origem Distribuição Origem: Distribuição MT, equipamento origem: linha de distribuição Santa Bárbara-Castelo Branco, do tipo acidental, de causa própria: defeito homopolar na linha de distribuição Santa Bárbara- Castelo Branco (SGI ); Origem: Distribuição MT, equipamento origem: linha de distribuição Santa Bárbara-Covões, do tipo acidental, de causa própria: defeito entre fases na linha Santa Bárbara-Covões (SGI ). Origem Produção Origem: Produção EDA, equipamento origem: CT Santa Bárbara, do tipo acidental, de causa própria: saída de paralelo do grupo 6 (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 para classe 2 e 3 de equipamentos definida no anexo B da EN De todas as cavas registadas apenas 3% (10) das cavas poderão ser consideradas como mais gravosas, conforme [2], tendo sido registadas na sua grande maioria (70%) na sequência de indisponibilidades com origem na Produção EDA, 20% em sequência de indisponibilidades com origem na Produção externa à EDA: Origem Produção Externa EDA Renováveis Origem: produção externa EDA Renováveis (equipamento origem: Central Hídrica Além Fazenda), do tipo acidental, de causa razão de segurança: ensaios com a Central Hídrica Além Fazenda (SGI ); Origem: produção externa EDA Renováveis (equipamento origem: Central Hídrica Além Fazenda), do tipo acidental, de causa própria: saída de paralelo dos grupos hídricos da Central Hídrica Além Fazenda (SGI ). Origem Produção EDA Origem: produção externa EDA (equipamento origem: Central Hídrica Além Fazenda), do tipo acidental, de causa própria: saída de paralelo do grupo 3 (SGI , ). Tabela 4-16 Cavas na baixa tensão na Ilha do Faial Ilha das Flores Média Tensão Na tabela 16 são classificadas as cavas conforme EN 50160:2010 para a Média Tensão na Ilha das Flores. Da análise à referida tabela conclui-se que 50% das cavas registadas na estão dentro da área de imunidade 78

79 Tensão Duração t (ms) residual 10 < t 200 < t 500 < t 1000 < t 5000 < t U (%) <= 200 <= 500 <= 1000 <= 5000 <= > u >= > u >= > u >= > u >= > u Tensão Duração t (ms) residual 10 < t 200 < t 500 < t 1000 < t 5000 < t U (%) <= 200 <= 500 <= 1000 <= 5000 <= > u >= > u >= > u >= > u >= > u Tabela 4-17 Cavas na média tensão na Ilha das Flores Baixa Tensão Na Tabela 4-18 são classificadas as cavas conforme EN 50160:2010 para a Baixa Tensão da Ilha das Flores, de onde se poderá concluir que 38% das cavas foram registadas dentro da área de imunidade para classe 2 e 3 de equipamentos definida no anexo B da EN50160 e que três (3) das cavas foram registadas na zona C, conforme [2], tendo sido possível apenas identificar a origem de uma das cavas como tendo sido registada na sequência de uma indisponibilidade com origem na produção classificada de acordo com a sua origem, tipo e causa da seguinte forma: Origem: produção externa EDA (equipamento origem: Central Hídrica Além Fazenda), do tipo acidental, de causa própria com origem interna: saída de paralelo do grupo 3 (SGI ). Tabela 4-18 Cavas na baixa tensão na Ilha das Flores Ilha do Corvo Na Tabela 4-19 são classificadas as cavas conforme EN 50160:2010 para a Média Tensão na Ilha do Corvo. A maioria das cavas de tensão (68%) foi registada dentro da área de imunidade para classe 2 e 3 de equipamentos definida no anexo B da EN Quatro cavas poderão ser consideradas como cavas mais severas de acordo com [2]. Tensão Duração t (ms) residual 10 < t 200 < t 500 < t 1000 < t 5000 < t U (%) <= 200 <= 500 <= 1000 <= 5000 <= > u >= > u >= > u >= > u >= > u Tabela 4-19 Cavas na média tensão na Ilha do Corvo 79

80 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 as ocorrências registadas pelos equipamentos, mesmo que não tenham afetado clientes por a rede a jusante estar desligada. Considerou-se na análise de sobretensões o documento: Guidelines of Good Practice on the Implementation and Use of Voltage Quality Monitoring Systems for Regulatory Purposes, publicadas a 3 de dezembro 2012 em conjunto pelo Council of European Energy Regulators e pelo Energy Community Regulatory Board ( CEER/ECRB) [1]. No referido documento é proposta uma curva para separação entre major swells e minor swells, ou seja, entre sobretensões mais gravosas e menos gravosas. M.Bollen apresentou no 21st CIRED em Frankfurt, os requisitos utilizados pelo regulador sueco para a análise de sobretensões em Voltage Quality Regulation in Sweden (Paper 0168; 21st Internacional Conference on Electricity Distribution, Frankfurt, 2011) para a Baixa Tensão (até 1kV) [2], onde define uma zona C para a qual as sobretensões registadas nesta zona poderão danificar equipamentos terminais: i) variação da tensão de alimentação superior a 35% da tensão declarada; ii) variação da tensão de alimentação superior a 15% para durações das sobretensões superiores a 5 segundos). Ilha de Santa Maria Média Tensão Na Tabela 4-20 são classificadas as sobretensões conforme EN 50160:2010 para a Média Tensão na Ilha de Santa Maria. Utilizando a metodologia definida em [1] verifica-se que nenhuma das sobretensões poderá ser considerada como mais gravosa. Sobretensão (%Uc) Tabela 4-20 Sobretensões na média tensão na ilha de Santa Maria Baixa Tensão 10 < t <= < t <= < t <= u >= > u > Na Tabela 4-21 são classificadas as sobretensões conforme EN 50160:2010 para a Baixa Tensão na Ilha de Santa Maria. Da análise à referida tabela e da lista de eventos agregado, conclui-se da existência de 2 sobretensões que poderão ser consideradas como mais gravosas, conforme [1]. No entanto e utilizando a metodologia definida em [2] verifica-se que nenhuma das sobretensões poderá ser classificada como mais gravosas- zona C. Sobretensão (%Uc) Duração t (ms) Duração t (ms) 10 < t <= < t <= < t <= u >= > u > Tabela 4-21 Sobretensões na baixa tensão na ilha de Santa Maria 80

81 Ilha de São Miguel Média Tensão Na Tabela 4-22 são classificadas as sobretensões conforme EN 50160:2010 para o ano de 2015 para a Média Tensão em São Miguel. Utilizando a metodologia definida em [1] verifica-se que apenas uma das sobretensões poderá ser considerada como mais gravosa tendo sido registada na sequência de uma interrupção classificada como tendo origem na Distribuição MT, do tipo acidental, por causa própria: desligação dos disjuntores 60/30 KV do TP3 da SE Foros (SGI ). Sobretensão (%Uc) Tabela 4-22 Sobretensões na média tensão na ilha de São Miguel Baixa Tensão Duração t (ms) 10 < t <= < t <= < t <= u >= > u > Sobretensão (%Uc) Tabela 4-23 Sobretensões baixa tensão na ilha de São Miguel Ilha Terceira Média Tensão 10 < t <= < t <= < t <= u >= > u > Na Tabela 4-15 são classificadas as sobretensões conforme EN 50160:2010 para a Média Tensão na Ilha Terceira. Da análise à referida tabela e da lista de agregado de eventos, conclui-se da existência de duas (2) sobretensões mais severas registadas conforme [1] nos barramentos 1 e 2 de Média Tensão de 6,9kV da SE Lajes. Sobretensão (%Uc) Duração t (ms) Duração t (ms) 10 < t <= < t <= < t <= u >= > u > Na Tabela 4-23 são classificadas as sobretensões conforme EN 50160:2010 para o ano 2015 para a Baixa Tensão da Ilha de São Miguel. Da análise da referida tabela e da lista de agregado de eventos, conclui-se da existência de 2 sobretensões que poderão ser consideradas como mais gravosas, conforme [1]. No entanto e utilizando a metodologia definida em [2] verifica-se que nenhuma das sobretensões poderá ser classificada como mais gravosa- zona C. Tabela 4-24 Sobretensões na média tensão ilha Terceira Baixa Tensão Na tabela 24 são classificadas as sobretensões conforme EN 50160:2010 para a Baixa Tensão para a Ilha Terceira. Da análise à referida tabela e da lista de agregado de eventos, conclui-se da existência de vinte e oito (28) sobretensões que poderão ser consideradas como mais gravosas, conforme [1]. No entanto e utilizando a metodologia definida em [2] verifica-se que apenas três das sobretensões poderão ser classificadas 81

82 como mais gravosas- zona C, tendo sido registadas no 3PT0210 na sequência das seguintes interrupções: Origem Produção Origem: Produção EDA (Centro Produtor CT Belo Jardim, tipo acidental, causa própria: saída paralelo grupo 5,9 e 10 (SGI ); Origem: Produção EDA, equipamento origem: Centro Produtor CT Belo Jardim, tipo acidental, causa própria: saída paralelo grupo 9 (SGI ); Origem Distribuição Origem: Distribuição MT, tipo acidental, de causa própria: defeito entre fases na linha Quitadouro- Guadalupe 01 (SGI ); Origem: Distribuição MT, tipo acidental, de causa própria: defeito homopolar na linha Quitadouro- Guadalupe 01 (SGI ); Origem: Distribuição MT (linha distribuição Quitadouro-Guadalupe 01), tipo acidental, de causa própria (SGI ); Origem Distribuição Origem: Distribuição, tipo acidental por causa própria: religação na linha Praia da Vitória-Porto Judeu (SGI ). Sobretensão (%Uc) Tabela 4-25 Sobretensões baixa tensão na Ilha Terceira Ilha Graciosa Média Tensão Duração t (ms) 10 < t <= < t <= < t <= u >= > u > Na Tabela 4-26 são classificadas as sobretensões conforme EN 50160:2010 para a Média Tensão da Ilha Graciosa. Utilizando a metodologia definida em [1] verifica-se a ocorrência de seis (6) sobretensões que poderão ser consideradas como mais gravosas tendo sido registadas na sequência de cinco interrupções classificadas da seguinte forma: Origem: Distribuição MT, tipo acidental, de causa própria: defeito entre fases na linha Quitadouro - Guadalupe 01 (SGI ); Origem: Distribuição MT, tipo acidental, de causa própria: defeito entre fases nas linhas Quitadouro - Guadalupe 01 e Quitadouro - Guadalupe 02 (SGI ). Sobretensão (%Uc) Tabela 4-26 Sobretensões na média tensão na ilha Graciosa Baixa Tensão Duração t (ms) 10 < t <= < t <= < t <= u >= > u > Na Tabela 4-27 são classificadas as sobretensões conforme EN 50160:2010 para a Baixa Tensão da Ilha Graciosa. Utilizando a metodologia definida em [1] verifica-se a ocorrência de oito sobretensões que poderão ser consideradas como mais gravosas. No entanto, se utilizada a metodologia descrita 82

83 em [2] conclui-se que nenhuma das sobretensões registada pertence à zona C. Sobretensão (%Uc) Tabela 4-27 Sobretensões baixa tensão na ilha Graciosa Ilha São Jorge Média Tensão Duração t (ms) 10 < t <= < t <= < t <= u >= > u > Sobretensão (%Uc) Tabela 4-28 Sobretensões na média tensão na ilha de São Jorge Baixa Tensão Duração t (ms) 10 < t <= < t <= < t <= u >= > u > Utilizando a metodologia definida em [1] verifica-se a ocorrência de doze sobretensões que poderão ser consideradas como mais gravosas. Na Tabela 4-28 são classificadas as sobretensões conforme EN 50160:2010 para a Ilha de São Jorge. Utilizando a metodologia definida em [1] verifica-se a ocorrência de quatro sobretensões que poderão ser consideradas como mais gravosas tendo sido registadas na sequência das seguintes interrupções classificadas da seguinte forma: No entanto, se utilizada a metodologia descrita em [2] conclui-se que apenas quatro das sobretensões registadas pertencem à zona C tendo sido registadas na sequência das seguintes interrupções classificadas relativamente à sua causa da seguinte forma: Origem Distribuição Origem Distribuição Origem: Distribuição MT - linha de distribuição Caminho Novo-São Pedro, do tipo acidental, por causa própria: disparo geral (SGI ); Origem: Distribuição MT - linha de distribuição Caminho Novo-Relvinha 1, do tipo acidental, por causa própria: defeito entre fases nas linhas Caminho Novo-Relvinha 1 e Caminho Novo-Manadas (SGI ); Origem: Distribuição MT - linha de distribuição Caminho Novo-Relvinha 1, do tipo acidental, por causa própria (SGI ); Origem: Distribuição MT - linha de distribuição Caminho Novo-Relvinha 1, do tipo acidental, por causa de força maior (SGI e ). Origem: Distribuição MT - linha de distribuição Caminho Novo-Relvinha 1, do tipo acidental, por causa de força maior: defeito entre fases nas linhas Caminho Novo-Relvinha 1 e Caminho Novo-Manadas (SGI e ); Origem: Distribuição MT - linha de distribuição Caminho Novo- Relvinha 1, do tipo acidental, por causa própria: defeito entre fases na linha Caminho Novo-Relvinha 1 e Caminho Novo-Manadas (SGI ). 83

84 Sobretensão (%Uc) Tabela 4-29 Sobretensões baixa tensão na ilha de São Jorge Ilha do Pico Média Tensão Duração t (ms) 10 < t <= < t <= 5000 Na Tabela 4-30 são classificadas as sobretensões conforme EN 50160:2010 para a Ilha do Pico na Média Tensão. Da análise à referida tabela, e utilizando a metodologia definida em [1] e à lista de eventos agregados conclui-se da existência de vinte (20) sobretensões que podem ser consideradas como mais severas, tendo sido possível identificar pela análise à lista de eventos agregados as interrupções associadas a todas as vinte sobretensões como tendo tido origem na sua grande maioria (65%) na distribuição MT e na rede de transporte, 30% com origem na produção EDA, e 5% com origem na produção externa à EDA. As interrupções que originaram as sobretensões mais gravosas foram classificadas da seguinte forma: Origem: Distribuição MT, Transporte 5000 < t <= u >= > u > Origem: Distribuição MT, equipamento origem: Subestação da Madalena, tipo acidental, por causa própria: atuação do relé Buchholz do transformador 30/15kV (SGI , , ). Origem: Transporte, equipamento origem: linha de transporte São Roque- Lajes01, tipo acidental, por causa própria (SGI ). Origem: Produção EDA Origem: Produção, equipamento origem: CT São Roque do Pico, tipo acidental, causa própria: saída de paralelo do grupo 6 (SGI ). Origem: Produção, equipamento origem: CT São Roque do Pico, tipo acidental, causa razões de segurança: saída de paralelo do grupo 6 (SGI ). Origem: Produção, equipamento origem: CT São Roque do Pico, tipo acidental, causa própria defeito nos serviços auxiliares da CT (SGI ). Origem: Produção externa EDA Renováveis Origem: Produção externa EDA renováveis, equipamento origem: Parque Eólico Terras do Canto, tipo acidental, causa razões de segurança (SGI ). Sobretensão (%Uc) Tabela 4-30 Sobretensões na média tensão na ilha do Pico Baixa Tensão Duração t (ms) 10 < t <= < t <= < t <= u >= > u > Na Tabela 4-31 são classificadas as sobretensões conforme EN 50160:2010 para a Baixa Tensão da Ilha do Pico. Da análise à tabela, conclui-se da existência de quarenta (40) sobretensões mais severas utilizando a metodologia definida em [1]. 84

85 Desagregando a informação da Tabela 4-31, conforme documento em [2], concluise que nove (9) das sobretensões registadas pertencem à zona C tendo 4 (44,4%) das sobretensões sido registadas na sequência de indisponibilidades com origem na rede de transporte, 3 (33,3%) na sequência de indisponibilidades com origem na produção EDA e 2 (22,2%) com origem na produção externa à EDA. Origem Transporte Origem: Transporte, equipamento origem: linha de transporte São Roque- Lajes01, tipo acidental, por causa própria, devido a fenómenos atmosféricos (SGI ). Origem Produção EDA Origem: Produção, equipamento origem: CT São Roque do Pico, tipo acidental, causa própria, com origem interna: saída de paralelo do grupo 6 (SGI ) Origem: Produção, equipamento origem: CT São Roque do Pico, tipo acidental, causa própria, com origem interna defeito nos serviços auxiliares da CT (SGI ). Origem: Produção externa EDA Renováveis Origem: Produção externa EDA renováveis, equipamento origem: Parque Eólico Terras do Canto, tipo acidental, causa razões de segurança (SGI , ). Sobretensão (%Uc) Tabela 4-31 Sobretensões baixa tensão na ilha do Pico Ilha do Faial Média Tensão Na Tabela 4-32 são classificadas as sobretensões conforme EN 50160:2010 para a Média Tensão da Ilha do Faial. Da análise à referida tabela e da lista de eventos agregado, conclui-se da existência de quatro (4) sobretensões que poderão ser consideradas como mais severas utilizando a metodologia definida em [1], tendo sido registadas na sequência das seguintes interrupções classificadas de acordo com a sua origem, tipo e causa da seguinte forma: Origem Produção EDA Origem: Produção EDA, equipamento origem: CT Santa Bárbara, do tipo prevista, de causa razão de serviço (SGI ); Origem: Produção EDA, equipamento origem: CT Santa Bárbara, do tipo acidental, de causa própria: saída de paralelo do grupo 6 (SGI ); Origem Distribuição Duração t (ms) 10 < t <= < t <= < t <= u >= > u > Origem: Distribuição MT, equipamento origem: linha de distribuição Santa Bárbara-Covões, do tipo acidental, de causa própria: caixa fim de cabo queimada na cela P204 do PS 0004 Covões (SGI ). 85

86 Sobretensão (%Uc) Tabela 4-32 Sobretensões média tensão na ilha do Faial Baixa Tensão 10 < t <= < t <= < t <= u >= > u > Na Tabela 4-33 são classificadas as sobretensões conforme EN 50160:2010 para a Baixa Tensão da Ilha do Faial. Utilizando a metodologia definida em [1] verifica-se a ocorrência de onze (11) sobretensões que poderão ser consideradas como mais gravosas. Desagregando a informação da Tabela 4-33 conforme o documento em [2] conclui-se que apenas uma sobretensão foi registada na zona C, na sequência de uma interrupção classificada como tendo origem na produção, do tipo acidental, com causa própria: disparo geral provocado pela saída do grupo 6 de paralelo (SGI ). Sobretensão (%Uc) Duração t (ms) Duração t (ms) 10 < t <= < t <= < t <= u >= > u > mesmas sido registadas na sequência de indisponibilidades com origem na Produção Externa à EDA, 30% em sequência de indisponibilidades com origem na Distribuição MT, e 20% na sequência de indisponibilidades com origem na produção EDA. As indisponibilidades que deram origem às sobretensões mais gravosas foram classificadas relativamente à sua origem, tipo e causa da seguinte forma: Origem Produção Externa EDA Renováveis Origem: produção externa EDA Renováveis (equipamento origem: Central Hídrica Além Fazenda), do tipo acidental, de causa razão de segurança: ensaios com a Central Hídrica Além Fazenda (SGI ); Origem: produção externa EDA Renováveis (equipamento origem: Central Hídrica Além Fazenda), do tipo acidental, de causa própria: saída de paralelo dos grupos hídricos da Central Hídrica Além Fazenda (SGI ); Origem: produção externa EDA Renováveis (equipamento origem: Central Hídrica Além Fazenda), do tipo acidental, por razão de segurança (SGI ). Tabela 4-33 Sobretensões baixa tensão na ilha do Faial Ilha de Flores Média Tensão Na Tabela 4-34 são classificadas as sobretensões conforme EN 50160:2010 para a Média Tensão da Ilha das Flores. Após análise à referida tabela conclui-se da existência de trinta (30) sobretensões classificadas como mais gravosas conforme [1] tendo 50% das Origem Produção EDA Origem: produção externa EDA (equipamento origem: Central Termoelétrica das Flores), do tipo acidental, de causa própria: disparo geral (SGI , ); Origem Distribuição MT Origem: Distribuição MT (equipamento origem: PS Santa Cruz), do tipo 86

87 acidental, de causa própria, (SGI , ). Sobretensão (%Uc) Duração t (ms) 10 < t <= < t <= < t <= u >= > u > Ilha do Corvo Na Tabela 4-36 são classificadas as sobretensões conforme EN 50160:2010 para a Média Tensão da Ilha do Corvo. Após análise à referida tabela conclui-se que nenhuma das sobretensões poderá ser classificada como de mais gravosas conforme [1]. Tabela 4-34 Sobretensões na média tensão na ilha das Flores Baixa Tensão Na Tabela 4-37 são classificadas as sobretensões conforme EN 50160:2010 para a Baixa Tensão da Ilha das Flores. Utilizando a metodologia definida em [1] verifica-se que nenhuma das sobretensões poderá ser consideradas como mais gravosas. Sobretensão (%Uc) Duração t (ms) 10 < t <= < t <= < t <= u >= > u > Tabela 4-36 Sobretensões na baixa tensão na ilha das Flores Sobretensão (%Uc) Duração t (ms) 10 < t <= < t <= < t <= u >= > u > Tabela 4-35 Sobretensões na baixa tensão na ilha das Flores 87

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

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

90 5. Principais incidentes 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 março No dia 15 de março foi executado o pedido de indisponibilidade programada para manutenção do PT 10 Santo António, PT 11 Loura, PT 12 Santo Espirito e PT 41 Feteirinha. O incidente afetou 5% dos pontos de entrega da rede de média tensão e 319 locais de consumo, com tempos de interrupção entre os três minutos e a uma hora e doze minutos. 28 de março No dia 28 de março foi executado o pedido de indisponibilidade programada para manutenção do PT 13 Fonte de Jordão, PT 33 Calheta e PT 34 Maia. O incidente afetou 5% dos pontos de entrega da rede de média tensão e 252 locais de consumo, com tempos de interrupção entre os sete minutos e as duas horas e quarenta e cinco minutos. 19 de abril No dia 19 de abril foi executado o pedido de indisponibilidade programada para manutenção dos PT 14 Cruz, PT 15 Glória, PT 16 Malbusca, PT 17 Além e montagem de seccionador interruptor no Apoio EDA ASB na linha MT Aeroporto - Santa Bárbara 1 - ASB1. O incidente afetou 5% dos pontos de entrega da rede de média tensão e 417 locais de consumo, com tempos de interrupção entre os cinco minutos e as três horas e trinta e oito minutos. 26 de abril No dia 26 de abril foi executado o pedido de indisponibilidade programada para manutenção do PT 52 Almas e PT 25 Azenha. O incidente afetou 5% dos pontos de entrega da rede de média tensão e 319 locais de consumo, com tempos de interrupção entre os três e sete minutos e os cinquenta e dois minutos. 10 de maio A 10 de maio foi executado um pedido de indisponibilidade programada para substituição do apoio EDA ASB e montagem do Seccionador/Interruptor no apoio EDA ASB na linha MT Aeroporto - Santa Bárbara 2 - ASB2. Este pedido iniciou-se pelas 07:30 e provocou a interrupção do fornecimento de energia a 18% dos pontos de entrega da rede de média tensão e a 169 locais de consumo, com tempos que variaram entre os sete minutos e as cinco horas e vinte minutos. 10 de maio A 10 de maio foi executado um pedido de indisponibilidade programada para substituição dos apoios EDA ASB e EDA ASB na linha MT Aeroporto - Santa Bárbara 1 - ASB1. Este pedido iniciou-se pelas 06:52 e provocou a interrupção do fornecimento de energia a 135 locais de consumo, com a duração de uma hora e trinta e um minutos. 90

91 7 de junho No dia 7 de junho foi executado um pedido de indisponibilidade programada para manutenção do PT 15 Glória e substituição do apoio EDA ASB na linha MT Aeroporto - Santa Bárbara 1 - ASB1. O incidente afetou 5% dos pontos de entrega da rede de média tensão, com tempos de interrupção que variaram entre nove minutos e uma hora e trinta minutos, atingindo 417 locais de consumo. 1 de julho A 1 de julho registou-se o disparo da linha MT Aeroporto - Santa Bárbara 2 - ASB2 com atuação das proteções de máxima intensidade homopolar devido a um isolador danificado na linha. Verificado às 23:43, este incidente provocou a interrupção do fornecimento de energia a 32% dos PdE da rede MT e a 658 locais de consumo, com tempos compreendidos entre os quatro minutos e uma hora e trinta e dois minutos. 12 de julho A 12 de julho foi executado um pedido de indisponibilidade programada para substituição das celas Ormazabal com defeito (SF6) no PT/PS 7 Santa Barbara. Este pedido iniciou-se pelas 06:30 e provocou a interrupção do fornecimento de energia a 9% dos pontos de entrega da rede de média tensão e a 589 locais de consumo, com tempos que variaram entre os 3 minutos e as quatro horas e quarenta e nove minutos. São Miguel 6 de janeiro A 6 de janeiro registou-se o disparo por deslastre das linhas MT Foros - Nordeste, Ribeira Grande 3, Ribeira Grande 4, Lagoa 01, Lagoa 02, Lagoa 03, Caldeirão - Ribeira Seca, Milhafres - Sete Cidades, Milhafres - Capelas, São Roque 01, São Roque 02, São Roque 03 e São Roque 04, devido à saída de paralelo do Grupo V na Central Térmica do Caldeirão. Foi detetada uma falha na base da carta Digital Output onde está inserido o circuito de disparo do grupo. Verificado às 09:32, este incidente provocou a interrupção do fornecimento de energia a 34% dos PdE da rede MT e a locais de consumo, com tempos compreendidos entre os doze minutos e os vinte e quatro minutos. 23 de janeiro A 23 de janeiro ocorreu o disparo da linha MT Aeroporto 01 - AR01 com atuação das proteções de máxima intensidade de fase, máxima intensidade homopolar e terras resistivas devido a uma avaria no cabo MT para o PT 1188 " Bensaúde". 91

92 O incidente afetou 4% dos pontos de entrega da rede de média tensão e 825 locais de consumo, com tempos de interrupção entre os vinte e oito minutos e as nove horas. 8 de fevereiro A 8 de fevereiro deu-se o disparo por deslastre das linhas MT Foros - Nordeste, Ribeira Grande 3, Milhafres - Sete Cidades, Milhafres - Capelas, São Roque 01, São Roque 02, São Roque 03 e São Roque 04, por atuação de relé de deslastre devido a rejeição de carga do grupo VI na Central Térmica do Caldeirão. Foi identificada uma avaria no compensador de combustível do Grupo VI. Este incidente, que se deu pelas 17:17, provocou a interrupção do fornecimento de energia a 26% dos pontos de entrega da rede de média tensão, com tempos que variaram entre os doze minutos e os trinta e seis minutos, tendo afetado locais de consumo. 8 de abril No passado dia 8 de abril ocorreu o disparo do disjuntor TP2 60/10, disjuntor Interbarras 10 KV, disjuntor da Linha MT Ribeira Grande 03 - RG03 e falha no disjuntor Linha MT Ribeira Grande 04 - RG04 na Subestação do Foros. Foi identificada uma avaria no disjuntor da Linha MT Ribeira Grande 04 - RG04 e um defeito na saída para o PT 1199 João I. Vieira Filhos. O incidente afetou 4% dos pontos de entrega da rede de média tensão, com tempos de interrupção que variaram entre as duas horas e trinta minutos e as duas horas e cinquenta e sete minutos, atingindo 3786 locais de consumo. 26 de abril A 26 de abril registou-se o disparo da linha MT Ponta Delgada 02 - PD02 com atuação das proteções de máxima intensidade de fase devido a uma avaria no cabo MT para o PT 1164 "Caixa Agrícola". Verificado às 21:27, este incidente provocou a interrupção do fornecimento de energia a 4% dos PdE da rede MT e a 580 locais de consumo, com tempos compreendidos entre os quinze minutos e as quarenta e quatro horas. 1 de maio A 1 de maio registou-se o disparo dos disjuntores 60/30 KV do TP 3 da Subestação dos Foros com sinalização de Buchholz, em sequência ocorreu o disparo por mínima tensão das linhas MT Foros - Calhetas, Foros - Nordeste e Foros - Ribeirinha, e a saída de paralelo da Central Geotérmica Pico Vermelho. Verificado às 00:24, este incidente provocou a interrupção do fornecimento de energia a 20% dos PdE da rede MT e a 9515 locais de consumo, com tempos compreendidos entre uma hora e catorze minutos e uma hora e quarenta e dois minutos. 92

93 14 de junho A 14 de junho ocorreu o disparo do TP 2 na Subestação do Aeroporto com sinalização de sequência inversa, máxima intensidade de fase e terras resistivas. Este evento provocou a interrupção do fornecimento de energia a 7% dos pontos de entrega da rede de média tensão e a 4227 locais de consumo, com tempos que variaram entre os vinte e seis minutos e os trinta e sete minutos. 8 de outubro A 8 de outubro ocorreu o disparo da linha MT Milhafres - Sete Cidades - MLSC com atuação das proteções de máxima intensidade de fase, devido a defeito no shunt para o seccionador AMRA 2034 Lagoa Pilar II. Verificado às 15:27, este incidente provocou a interrupção do fornecimento de energia a 7% dos PdE da rede MT e a 3199 locais de consumo, com tempos compreendidos entre quarenta e sete minutos e as duas horas e doze minutos. 8 de novembro No dia 8 de novembro foi executado um pedido de indisponibilidade programada para manutenção do troço entre o seccionador AMRA 2199 Lomba do Cavalo e o apoio 17 na Linha MT Caldeirão - Ribeira Seca. O incidente afetou 2% dos pontos de entrega da rede de média tensão e 9 locais de consumo, com tempos de interrupção entre os seis minutos e as seis horas e trinta minutos. 25 de dezembro A 25 de dezembro registou-se o disparo da Linha MT Caldeirão - Ribeira Seca com atuação das proteções de máxima intensidade homopolar devido a uma avaria no shunt do para-raios que se encontrava em curto-circuito com a linha no apoio 131. O incidente afetou 5% dos pontos de entrega da rede de média tensão e 238 locais de consumo, com tempos de interrupção entre quarenta e oito minutos e três horas. Terceira 6 de janeiro A 6 de janeiro registou-se o disparo dos Grupos 5, 9 e 10 na Central Térmica Belo Jardim provocando o deslastre das Linhas MT Angra do Heroísmo 02, Angra do Heroísmo 05, Praia da Vitória 1, Praia da Vitória 2, Praia da Vitória - Fontinhas, Praia da Vitória - Vila Nova, Praia da Vitória - Porto Judeu, Quatro Ribeiras - Vila Nova, Quatro Ribeiras - Doze Ribeiras, Vinha Brava - Fontinhas, Vinha Brava - Porto Judeu, Vinha Brava - São Mateus, Vinha Brava 2, Vinha Brava - Doze Ribeiras e Disjuntor P69C2 Eda 2 da Central Feusa. 93

94 A existência de uma avaria elétrica no motor da bomba de óleo do Grupo 6 originou um curto-circuito que provocou a atuação da proteção homopolar do TSA5, causando falha de alimentação dos auxiliares e Grupos 9 e 10. Verificado às 09:32, este incidente provocou a interrupção do fornecimento de energia a 83% dos PdE da rede MT e a locais de consumo, com tempos compreendidos entre os quinze minutos e os cinquenta minutos. 9 de abril No dia 9 de abril ocorreu o disparo por deslastre de frequência das linhas Vinha Brava - Porto Judeu, Vinha Brava - Doze Ribeiras, Quatro Ribeiras - Doze Ribeiras, Quatro Ribeiras - Vila nova e Praia da Vitoria - Porto Judeu, devido à saída de paralelo do Grupo 9 na Central Térmica Belo Jardim. O disparo do Grupo 9 (atuação do detetor de gases no cárter) surge na sequência da presença de água no circuito de óleo por avaria na bomba mecânica do circuito de água AT. Este incidente provocou a interrupção do fornecimento de energia a 28% dos pontos de entrega da rede de média tensão, com tempos que variaram entre os sete minutos e a uma hora e trinta minutos, tendo afetado locais de consumo. 2 de junho No dia 2 de junho ocorreu o disparo por deslastre das linhas Vinha Brava - Porto Judeu, Vinha Brava - Doze Ribeiras, Quatro Ribeiras - Doze Ribeiras, Quatro Ribeiras - Vila nova e Praia da Vitoria - Porto Judeu, devido à saída de paralelo do Grupo 10 na Central Térmica Belo Jardim. Foi identificada uma avaria mecânica resultante da rutura no compensador do circuito de água AT no Grupo 10. Este incidente provocou a interrupção do fornecimento de energia a 62% dos pontos de entrega da rede de média tensão, com tempos que variaram entre os sete minutos e a uma hora e quinze minutos, tendo afetado locais de consumo. 20 de setembro No dia 20 de setembro foi executado um pedido de indisponibilidade programada para manutenção preventiva do troço entre o apoio 1 e o apoio 11 na Linha MT Lajes - Lajes (LJLJ). O incidente afetou 1% dos pontos de entrega da rede de média tensão e a 598 locais de consumo, com tempos de interrupção entre a uma hora e trinta minutos e as quatro horas. 19 de outubro A 19 de outubro ocorreu o disparo por deslastre das linhas MT Praia da Vitória 2, Praia da Vitória - Fontinhas, Praia da Vitória - Vila Nova, 94

95 Praia da Vitória - Porto Judeu, Quatro Ribeiras - Vila Nova, Quatro Ribeiras - Doze Ribeiras, Vinha Brava - Fontinhas, Vinha Brava - Porto Judeu, Vinha Brava - São Mateus e Vinha Brava - Doze Ribeiras, devido à saída de paralelo do Grupo 9 na Central Térmica Belo Jardim. Foi identificado um curto-circuito na rede 24VDC do grupo 9 que provocou atuação das proteções e disparo do Grupo. Este incidente, que se deu pelas 16:48, provocou a interrupção do fornecimento de energia a 62% dos pontos de entrega da rede de média tensão, com tempos que variaram entre os dez minutos e os trinta e três minutos, tendo afetado locais de consumo. 23 de novembro No dia 23 de novembro na sequência de um pedido de Indisponibilidade programada (Obra de Reconfiguração da Rede MT para Inserção da Subestação Praia da Vitória), verificou-se um erro de manobra na Subestação Belo Jardim onde foi extraído o disjuntor da cela P3014 da linha de Transporte Belo Jardim - Praia da Vitória 01 quando a referida manobra deveria ter sido feita na Cela P3002 da linha de Transporte Praia da Vitória - Vinha Brava 01. As subestações da Praia da Vitória, Lages, Quatro Ribeiras, Vinha Brava e Angra do Heroísmo ficaram sem tensão. Verificado às 09:30, este incidente provocou a interrupção do fornecimento de energia a 62% dos PdE da rede MT e a locais de consumo, com tempos compreendidos entre os trinta e dois minutos e a um hora e quatro minutos. 29 de novembro No dia 29 de novembro foi executado um pedido de indisponibilidade programada para manutenção preventiva do troço entre a Subestação da Praia da Vitória e o seccionador AMRA 2024 Areeiro. O incidente afetou 1% dos pontos de entrega da rede de média tensão e a 212 locais de consumo, com um tempo de interrupção de três horas. 17 de dezembro No passado dia 17 de dezembro ocorreu o disparo do disjuntor da linha MT Serra do Cume 03 (SCM3) devido à queda do Transformador do PT 153 Serra do Cume. O vento de intensidade excecional que se registava na altura provocou a rotura do "cristo" e consequente queda do Transformador. O incidente afetou 10 locais de consumo, com um tempo de interrupção de catorze horas e trinta minutos. 30 de dezembro A 30 de dezembro registou-se o disparo do Grupo 10 na Central Térmica Belo Jardim provocando o deslastre das MT Praia da Vitória 1, Praia da Vitória 2, Praia da Vitória - Fonti- 95

96 nhas, Praia da Vitória - Vila Nova, Praia da Vitória - Porto Judeu, Quatro Ribeiras - Vila Nova, Quatro Ribeiras - Doze Ribeiras, Vinha Brava - Fontinhas, Vinha Brava - Porto Judeu, Vinha Brava - São Mateus e Vinha Brava - Doze Ribeiras. Foi identificado a existência de um curto-circuito intermitente num dos cabos de sinais digitais, provocando o disparo do disjuntor de proteção dos módulos e consequente falha de alimentação das racks de sinais vitais do Grupo 10, causando o disparo deste. Verificado às 15:30, este incidente provocou a interrupção do fornecimento de energia a 71% dos PdE da rede MT e a locais de consumo, com tempos compreendidos entre os seis minutos e os trinta e sete minutos. Graciosa 18 de janeiro No dia 18 de janeiro constatou-se o disparo da linha MT Quitadouro - Guadalupe 01 (QG01) com atuação da proteção de máxima intensidade homopolar devido a isolador partido no apoio 9. O incidente afetou 24% dos pontos de entrega da rede de média tensão, com tempos de interrupção que variaram entre os trinta e dois minutos e as duas horas e trinta e seis minutos, atingindo 1208 locais de consumo. 20 de fevereiro A 20 de fevereiro registou-se o disparo da linha MT Quitadouro - Guadalupe 01 (QG01) com atuação da proteção de máxima intensidade homopolar devido a isolador danificado no PS da Adega. Verificado às 17:27, este incidente provocou a interrupção do fornecimento de energia a 24% dos PdE da rede MT e a 1234 locais de consumo, com tempos compreendidos entre os trinta e nove minutos e as seis horas e vinte minutos. 29 de abril A 29 de abril verificou-se o disparo da linha MT Quitadouro - Guadalupe 02 (QG02) com atuação da proteção de máxima intensidade homopolar devido a isolador partido no apoio 25. Verificado às 16:50, este incidente provocou a interrupção do fornecimento de energia a 29% dos PdE da rede MT e a 1234 locais de consumo, com tempos compreendidos entre os trinta minutos e a uma hora e cinquenta minutos. 23 de maio No dia 23 de maio foi executado o pedido de indisponibilidade programada para montagem dos ligadores no ramal para o PT 1019 Santa Casa Praia e aumento da tomada no transformador do PT 50 Miradouro. 96

97 O incidente afetou 19% dos pontos de entrega da rede de média tensão e 151 locais de consumo, com tempos de interrupção entre os cinco minutos e as três horas e cinquenta minutos. 23 de maio No dia 23 de maio durante a realização de um pedido de indisponibilidade programada e na sequência de um erro de manobra deuse o disparo da linha MT Quitadouro - Guadalupe 01 (QG01) e Quitadouro - Guadalupe 02 (QG02). Este incidente iniciou-se pelas 16:33 e provocou a interrupção do fornecimento de energia a 52% dos pontos de entrega da rede de média tensão e a 2314 locais de consumo, com tempos que variaram entre os trinta e nove minutos e os quarenta e cinco minutos. 12 de junho No dia 12 de junho foi executado o pedido de indisponibilidade programada para manutenção do troço entre o interruptor seccionador Farol (2024) e PT 1016 Farol Ponta da Barca na linha MT Quitadouro - Guadalupe 01 (QG01). O incidente afetou 10% dos pontos de entrega da rede de média tensão e 2 locais de consumo, com um tempo de interrupção de sete horas e quarenta minutos. 15 de junho No dia 15 de junho foi executado o pedido de indisponibilidade programada para manutenção do troço entre o interruptor seccionador Farol (2024) e PT 1016 Farol Ponta da Barca na linha MT Quitadouro - Guadalupe 01 (QG01). O incidente afetou 10% dos pontos de entrega da rede de média tensão e 2 locais de consumo, com um tempo de interrupção de sete horas e quarenta minutos. 9 de outubro No dia 9 de outubro verificou-se o disparo com sinalização de máxima intensidade de fase da linha MT Quitadouro - Guadalupe 02 (QG02) que se encontrava em anel com a linha MT Quitadouro - Guadalupe 01 (QG01), devido a trabalhos na rede. O incidente afetou 52% dos pontos de entrega da rede de média tensão e 1899 locais de consumo, com tempos de interrupção entre os seis minutos e os trinta minutos. 10 de novembro A 10 de novembro foi executado o pedido de indisponibilidade programada para manutenção no troço entre o apoio EDA 21, PT 33 Charco Velho, PT 1001 Bomba Água, interruptor seccionador Covas I (2014) e apoio EDA 32 na linha MT Quitadouro - Guadalupe 01 (QG01). 97

98 Este pedido iniciou-se pelas 09:30 e provocou a interrupção do fornecimento de energia a 10% dos PdE da rede MT e a 190 locais de consumo, com tempos de interrupção entre os dois minutos e de sete horas e dez minutos. 21 de novembro A 21 de novembro deu-se o disparo por deslastre da linha MT Quitadouro - Guadalupe 02 (QG02) devido a avaria do Grupo 6 e consequente saída de paralelo na Central Termoelétrica da Graciosa. Este incidente, que se deu pelas 00:31, provocou a interrupção do fornecimento de energia a 29% dos pontos de entrega da rede de média tensão, com tempos que variaram entre os sete minutos e os quarente e sete minutos, tendo afetado 1542 locais de consumo. São Jorge 4 de janeiro A 4 de janeiro constatou-se o disparo geral da Central Térmica de São Jorge na sequência de uma avaria na linha MT Caminho Novo - S. Pedro - CNSP. Este pedido iniciou-se pelas 11:03 e provocou a interrupção do fornecimento de energia a 5699 locais de consumo, com tempos de interrupção entre os doze minutos e os vinte e seis minutos. 7 de junho No dia 7 de junho foi executado o pedido de indisponibilidade programada para manutenção do troço entre o PT 31 Relvinha e o Parque Eólico Pico da Urze na linha MT Relvinha - Topo - RLTP. O incidente afetou 1516 locais de consumo, com tempos de interrupção entre os quatro minutos e as sete horas e vinte minutos. 14 de junho No dia 14 de junho foi executado o pedido de indisponibilidade programada para manutenção da linha MT Relvinha - Topo - RLTP. O incidente afetou 14% dos pontos de entrega da rede de média tensão e a 1517 locais de consumo, com tempos de interrupção entre os treze minutos e as oito horas. 21 de junho No dia 21 de junho foi executado o pedido de indisponibilidade programada para manutenção no Barramento 1 de 15kV na Subestação Caminho Novo e na linha MT Relvinha - Topo - RLTP. O incidente afetou 1611 locais de consumo, com tempos de interrupção entre os doze minutos e as quatro horas e quarenta minutos. 98

99 21 de junho No dia 21 de junho foi executado o pedido de indisponibilidade programada para manutenção do Barramento 2 de 15kv no PS da Relvinha. O incidente afetou 24% dos pontos de entrega da rede de média tensão e 2 locais de consumo, com um tempo de interrupção de três horas. 28 de junho No dia 28 de junho foi executado o pedido de indisponibilidade programada para manutenção do troço entre o seccionador AM 2028 Urze 1 e o apoio 31 na linha MT Relvinha - Topo - RLTP. O incidente afetou 5% dos pontos de entrega da rede de média tensão e 1160 locais de consumo, com tempos de interrupção entre os quatro minutos e as seis horas e vinte e cinco minutos. 28 de junho No dia 28 de junho, durante a execução dos trabalhos programados de um pedido de indisponibilidade ocorreu uma falha no gerador móvel que alimentava o PT 39 Cruzal, PT 40 Santo Antão, PT 41 Santa Rosa, PT 42 Barreiro, PT 43 Engenho, PT 44 Topo, PT 47 Tronqueiras, PT 51 São Tomé, PT 1016 Portugal Telecom, PT 25 Lameiro e PT 71 Pontinha. O incidente afetou 5% dos pontos de entrega da rede de média tensão e 681 locais de consumo, com tempos de interrupção entre os vinte e seis minutos e as três horas e trinta minutos. 15 de outubro No dia 15 de outubro registou-se o disparo da linha MT Relvinha - Topo - RLTP com atuação da proteção de máxima intensidade homopolar devido ao vento de intensidade excecional que se verificava na altura do incidente. O incidente afetou 14% dos pontos de entrega da rede de média tensão, com tempos de interrupção que variaram entre os quarenta minutos e a uma hora e quarenta e seis minutos, atingindo 1521 locais de consumo. 17 de outubro A 17 de outubro verificou-se o disparo da linha MT Relvinha - Topo - RLTP com atuação da proteção de máxima intensidade homopolar devido a avaria no seccionador de corte em vazio 2034 "Sete Fontes". Verificado às 09:21, este incidente provocou a interrupção do fornecimento de energia a 14% dos PdE da rede MT e a 1523 locais de consumo, com tempos compreendidos entre os cinquenta e sete minutos e as quatro horas. 99

100 29 de dezembro No dia 29 de dezembro constatou-se o disparo da linha MT Relvinha - Topo - RLTP com atuação da proteção de máxima intensidade homopolar devido a Isolador partido no seccionador AM 2026 Lomba. O incidente afetou 14% dos pontos de entrega da rede de média tensão, com tempos de interrupção que variaram entre os vinte minutos e as duas horas e vinte e cinco minutos, atingindo 1523 locais de consumo. Pico 18 de janeiro A 18 de janeiro registou-se disparo do disjuntor dos 30KV do Transformador 30/15KV da Subestação Madalena, devido a atuação intempestiva do contacto de disparo do relé Buchholz. Verificado às 11:13, este incidente provocou a interrupção do fornecimento de energia a 65% dos PdE da rede MT e a 4322 locais de consumo, com tempos compreendidos entre a um hora e dez minutos e as três horas e trinta 26 de janeiro A 26 de janeiro registou-se disparo do disjuntor dos 30KV do Transformador 30/15KV da Subestação Madalena, devido a atuação intempestiva do contacto de disparo do relé Buchholz. Verificado às 10:48, este incidente provocou a interrupção do fornecimento de energia a 65% dos PdE da rede MT e a 4323 locais de consumo, com tempos compreendidos entre os três minutos e a um hora e trinta minutos. 7 de março A 7 de março registou-se o disparo por deslastre das linhas MT Madalena - Santa Luzia, Madalena - São Mateus, Lajes - São Mateus, Lajes - Piedade, São Roque - Santa Luzia e São Roque - Piedade na sequência da saída de paralelo do Grupo 6 na Central termoelétrica do Pico. Verificado às 11:04, este incidente provocou a interrupção do fornecimento de energia a 75% dos PdE da rede MT e a 7069 locais de consumo, com tempos compreendidos entre os trinta minutos e a uma hora e cinquenta minutos. 15 de março A 15 de março foi registado o disparo por deslastre das linhas MT Madalena - Santa Luzia, Madalena - São Mateus, Lajes - São Mateus, Lajes - Piedade, São Roque - Santa Luzia e São Roque - Piedade na sequência da saída de paralelo do Grupo 6 na Central termoelétrica do Pico. 100

101 Esta indisponibilidade provocou a interrupção do fornecimento de energia a 75% dos PdE da rede MT e a 6958 locais de consumo, com tempos compreendidos entre os trinta minutos e a uma hora e cinquenta minutos. 18 de março A 18 de março verificou-se o disparo por deslastre das linhas MT Madalena - Santa Luzia, Madalena - São Mateus, Lajes - São Mateus, Lajes - Piedade, São Roque - Santa Luzia e São Roque - Piedade devido à saída de paralelo do Grupo 7 na Central termoelétrica do Pico. Este incidente, que se deu pelas 07:05, provocou a interrupção do fornecimento de energia a 75% dos pontos de entrega da rede de média tensão, com tempos que variaram entre os cinquenta e cinco minutos e a uma hora e dez minutos, tendo afetado 7687 locais de consumo. 4 de abril A 4 de abril deu-se o disparo por deslastre das linhas MT Madalena - Santa Luzia, Madalena - São Mateus, Lajes - São Mateus, Lajes - Piedade, São Roque - Santa Luzia e São Roque - Piedade na sequência da saída de paralelo do Grupo 6 na Central termoelétrica do Pico. Esta indisponibilidade provocou a interrupção do fornecimento de energia a 75% dos PdE da rede MT e a 7693 locais de consumo, com tempos compreendidos entre os trinta minutos e a uma hora e cinquenta minutos. 19 a 26 de abril De 19 a 26 de abril foi executado o pedido de indisponibilidade programada para manutenção do troço entre o PT 49 Ribeira do Meio e o PT 1013 Propico e do troço entre o PT 96 Zona Industrial das Lajes e o seccionador AMRA 2029 Queimada O incidente afetou 5% dos pontos de entrega da rede de média tensão e 1025l ocais de consumo, com tempos de interrupção entre os dez minutos e as três horas e trinta minutos. 10 de maio A 10 de maio foi executado o pedido de indisponibilidade programada para manutenção do troço entre o IAT 2009 Prainha e o IAT 2008 Ribeirinha na linha MT São Roque - Piedade. Verificado às 08:06, este incidente provocou a interrupção do fornecimento de energia a 10% dos PdE da rede MT e a 800 locais de consumo, com tempos compreendidos entre as duas horas e quinze minutos e as quatro horas e trinta minutos. 15 de outubro No dia 15 de outubro ocorreu o disparo do disjuntor da linha MT Lajes - São Mateus com sinalização de máxima Intensidade homopolar. A avaria da Lajes São Mateus ocorreu 101

102 na sequência do contato entre as linhas e as travessas dos novos apoios que estão a ser colocados na rede (incorreta distância de proximidade entre os novos apoios e a linha MT em exploração). O incidente afetou 18% dos pontos de entrega da rede de média tensão e 1672 locais de consumo, com o tempo de interrupção entre os dezasseis minutos e as vinte e três horas. 11 de dezembro A 11 de dezembro deu-se o disparo por deslastre das linhas MT Madalena - Santa Luzia, Madalena - São Mateus, Lajes - São Mateus, Lajes - Piedade, São Roque - Santa Luzia e São Roque - Piedade na sequência da saída de paralelo do Grupo 2 na Central termoelétrica do Pico. Este incidente, que se deu pelas 03:25, provocou a interrupção do fornecimento de energia a 75% dos pontos de entrega da rede de média tensão, com tempos que variaram entre os cinquenta e cinco minutos e a uma hora e dez minutos, tendo afetado 7594 locais de consumo. Faial 29 de abril A 29 de abril verificou-se o disparo Geral na Central Termoelétrica de Santa Bárbara, provocado pelo Grupo 8, devido a prisão da régua na bomba injetora do Cilindro. Este defeito é frequente nos Grupos M32 quando se varia a carga do Motor (devido á qualidade do Combustível). Verificado às 15:53, este incidente provocou a interrupção do fornecimento de energia a todos os PdE da rede MT e a 7851 locais de consumo, com tempos compreendidos entre os trinta e oito minutos e a uma hora e quatro minutos. 7 de julho A 7 de julho verificou-se o disparo por deslastre das linhas MT Santa Bárbara - Cedros, Santa Bárbara 02, Santa Bárbara 04, Santa Bárbara - Feteira e Santa Bárbara - Castelo Branco devido à saída de paralelo do Grupo 7 (Detetor de mistura de água no óleo não foi desligado no arranque do grupo) na Central Térmica de Santa. Verificado às 15:53, este incidente provocou a interrupção do fornecimento de energia a todos os PdE da rede MT e a 7871 locais de consumo, com tempos compreendidos entre os trinta e oito minutos e a uma hora e quatro minutos. 30 de julho A 30 de julho registou-se o disparo da linha MT Santa Bárbara 02 com atuação da proteção de máxima intensidade de fase devido a 102

103 avaria numa caixa de união de um cabo subterrâneo do tipo PHCAJ. Verificado às 19:18, este incidente provocou a interrupção do fornecimento de energia a 13% dos PdE da rede MT e a 1048 locais de consumo, com tempos compreendidos entre os trinta e nove minutos e as seis horas e vinte minutos. 11 de agosto No dia 11 de agosto ocorreu o disparo da linha MT Santa Bárbara - Castelo Branco com atuação da proteção de máxima intensidade homopolar devido a isolador danificado no 63. Este incidente iniciou-se pelas 02:16 e provocou a interrupção do fornecimento de energia a 15% dos pontos de entrega da rede de média tensão e a 1868 locais de consumo, com tempos que variaram entre os cinco minutos e as dez horas e quinze minutos. 28 de agosto A 28 de agosto verificou-se o disparo Geral na Central Termoelétrica de Santa Bárbara, provocado pelo Grupo 7, devido a avaria no motor da Bomba AT 1. Verificado às 15:53, este incidente provocou a interrupção do fornecimento de energia a todos os PdE da rede MT e a 7871 locais de consumo, com tempos compreendidos entre os trinta e oito minutos e a uma hora e quatro minutos. 25 de outubro No dia 25 de outubro foi executado o pedido de indisponibilidade programada para ensaios do sistema de alimentação de emergência e comissionamento dos Grupos de emergência 1 e 2 na Central Térmica de Santa Bárbara. O incidente afetou a totalidade dos pontos de entrega da rede de média tensão e 7869 locais de consumo, com tempos de interrupção entre as duas horas e cinquenta minutos e as três horas e cinquenta minutos. 25 de outubro No dia 25 de outubro foi executado o pedido de indisponibilidade programada para ensaios do sistema de alimentação de emergência 2 e Grupo de emergência 2 na Central Térmica de Santa Bárbara. O incidente afetou a totalidade dos pontos de entrega da rede de média tensão e 7863 locais de consumo, com tempos de interrupção entre as duas horas e cinquenta minutos e as três horas e cinquenta minutos. 9 de novembro A 9 de novembro ocorreu o disparo geral devido à saída de paralelo do Grupo 6 na Central Térmica de Santa Bárbara. Avaria do Mo- 103

104 tor da válvula no bypass da caldeira, bloqueado na posição fechada, dando ordem de paragem e subida das temperaturas de escape do Grupo 6. O incidente afetou a totalidade dos pontos de entrega da rede de média tensão e 7884 locais de consumo, com tempos de interrupção entre os quarenta e cinco minutos e as duas horas e cinquenta minutos. 7 de novembro No dia 7 de novembro ocorreu o disparo geral na sequência da saída de paralelo do Grupo 7 na Central Térmica de Santa Bárbara. A avaria foi identificada no transformador de Intensidade da fase 2 do Alternador do Grupo 7. O incidente afetou a totalidade dos pontos de entrega da rede de média tensão e 7883 locais de consumo, com tempos de interrupção entre os quarenta e cinco minutos e as duas horas e cinquenta minutos. 24 de dezembro A 24 de dezembro verificou-se o disparo da linha MT Covões - Cedros com atuação da proteção de máxima intensidade fase, provocado pelas más condições atmosféricas. Verificado às 16:50, este incidente provocou a interrupção do fornecimento de energia a 29% dos PdE da rede MT e a 1234 locais de consumo, com tempos compreendidos entre os trinta minutos e a uma hora e cinquenta minutos. Flores 15 de janeiro No dia 15 de janeiro verificou-se o disparo Geral na Central Termoelétrica das Flores, devido a erro humano aquando de uma manobra incorreta nos Serviços Auxiliares. O incidente afetou a totalidade dos pontos de entrega da rede de média tensão e 2363 locais de consumo, com tempos de interrupção entre trinta e três minutos e os quarenta e sete minutos. 18 de janeiro A 18 de janeiro foi realizado o pedido de indisponibilidade programada para manutenção no Barramento 1 de 15kV no PS Santa Cruz e na linha MT Lajes - Santa Cruz 01. Iniciado às 04:30, este incidente provocou a interrupção do fornecimento de energia a 52% dos PdE da rede MT e a 1207 locais de consumo, com uma duração de cinco horas e trinta minutos. 18 de janeiro No dia 18 de janeiro ocorreu o disparo das linhas MT Lajes - Morro Alto (LJMA) e Lajes - 104

105 Santa Cruz 02 (LSC2) provocado por anomalia na ficha do disjuntor da linha de transporte Lajes - Santa Cruz 01 (LSC1). Iniciado às 09:08, este incidente provocou a interrupção do fornecimento de energia a 48% dos PdE da rede MT e a 1207 locais de consumo, com uma duração de trinta minutos. 27 de setembro No dia 27 de setembro ocorreu o disparo da linha MT Lajes - Morro Alto (LJMA) com atuação da proteção de máxima intensidade de fase, devido a caixa fim de cabo queimada na transição da entrada para o PS 4 Pico Sete Pés. Este incidente provocou a interrupção do fornecimento de energia a 43% dos pontos de entrega da rede de média tensão e a 717 locais de consumo, com tempos que variaram entre os dezanove minutos e as seis horas. 18 de outubro A 18 de outubro foi executado o pedido de indisponibilidade programada para substituição do seccionador 2020 Ponta Ruiva na linha MT Santa Cruz - Ponta Delgada (SCPD). Com início às 07:30, este incidente provocou a interrupção do fornecimento de energia a 5% dos PdE da rede MT e a 402 locais de consumo, com tempos que variaram entre a uma hora e quarenta minutos e as duas horas. 27 a 30 de novembro Entre os dias 27 e 30 de novembro foi realizado o pedido de indisponibilidade programada 08CINFE15005 com o objetivo de colocar em exploração o novo PT 27 Zona industrial. Este incidente provocou a interrupção do fornecimento de energia a 48 locais de consumo, com uma duração de trinta minutos. 6 de dezembro No dia 6 de dezembro foi realizado o pedido de indisponibilidade programada para colocar em exploração o novo interruptor seccionador 2009 Terreiros na linha MT Lajes - Santa Cruz 02 (LSC2). Este incidente provocou a interrupção do fornecimento de energia a 5% dos PdE da rede MT e a 337 locais de consumo, com tempos que variaram entre os quatro minutos e as duas horas e trinta minutos. 5 de dezembro A 5 de dezembro verificou-se o disparo Geral provocado pela saída de paralelo dos grupos 1, 2 e 3 na Central Hídrica Além Fazenda. Foi desencadeado pelo autómato o processo de paragem normal dos grupos na central hídrica devida a falha de comunicação. 105

106 O incidente afetou a totalidade dos pontos de entrega da rede de média tensão e 2371 locais de consumo, com tempos de interrupção entre os três minutos e os quinze minutos. 11 de dezembro A 11 de dezembro verificou-se o disparo Geral provocado pela saída de paralelo do Grupo 3. Verificado às 02:25, este incidente provocou a interrupção do fornecimento de energia a todos os PdE da rede MT e a 2373 locais de consumo, com tempos compreendidos entre os onze minutos e os cinquenta e seis minutos. Corvo 9 de janeiro A 9 de janeiro verificou-se o disparo Geral na Central Termoelétrica do Corvo, provocado pelo elevado nível de tensão no Barramento MT acionando de imediato as proteções referentes às saídas MT Corvo 01 (CV01) e Corvo 02 (CV02). O incidente afetou todos os PdE da rede MT e a 268 locais de consumo, com o tempo de interrupção de quinze minutos. 21 de janeiro A 21 de janeiro ocorreu o disparo Geral na Central Termoelétrica do Corvo, provocado pela saída de paralelo do Grupo 3. Verificado às 00:40, este incidente provocou a interrupção do fornecimento de energia a todos os PdE da rede MT e a 269 locais de consumo, com a duração de vinte e oito minutos. 1 de fevereiro A 1 de fevereiro foi executado o pedido de indisponibilidade programada para alteração do escalão de tensão na rede MT do Corvo. Iniciado às 04:30, este incidente provocou a interrupção do fornecimento de energia a 269 locais de consumo, com uma duração de dez minutos. 10 de fevereiro A 10 de fevereiro ocorreu o disparo Geral na Central Termoelétrica do Corvo, provocado pela saída de paralelo do Grupo 3. Verificado às 15:21, este incidente provocou a interrupção do fornecimento de energia a todos os PdE da rede MT e a 268 locais de consumo, com a duração de catorze minutos. 25 de fevereiro No dia 25 de fevereiro verificou-se o disparo Geral na Central Termoelétrica do Corvo, na sequência de uma avaria no Grupo 3 (defeito na placa de quadratura do Grupo 3). As saídas Q04, Q05 e Q06 estavam a ser alimentadas pelo Grupo 4 mas, devido ao pico de 106

107 carga, ficou com o potenciómetro de velocidade na posição máxima e o controlo de frequência limitado, obrigando à paragem do grupo para reiniciar. Aquando da paragem do Grupo 4 ocorreu disparo Geral. O incidente afetou a totalidade dos pontos de entrega da rede de média tensão e a 268 locais de consumo, com tempos de interrupção entre os dez minutos e os quarenta e sete minutos. 21 de março No dia 21 de março verificou-se o disparo Geral na Central Termoelétrica do Corvo, devido a avaria no Grupo 4. O pick-up do Grupo 4 saiu do lugar, dando ordem de paragem. O incidente afetou 268 locais de consumo, com tempos de interrupção entre os cinquenta e dois minutos e os cinquenta e nove minutos. 4 de junho No dia 4 de junho verificou-se o disparo Geral na Central Termoelétrica do Corvo, devido ao disparo do Grupo 5. O Grupo 5 estava em testes de receção quando acusou baixa pressão de óleo e parou. O incidente afetou a totalidade dos pontos de entrega da rede de média tensão e a 270 locais de consumo, com tempos de interrupção entre os dezassete minutos e a uma hora. 2 de agosto A 2 de agosto ocorreu o disparo Geral na Central Termoelétrica do Corvo, provocado pela saída de paralelo do Grupo 5. O incidente afetou 271 locais de consumo, com o tempo de interrupção de dezoito minutos. 28 de agosto No dia 28 de agosto ocorreu o disparo Geral na Central Termoelétrica do Corvo provocado pelo pela paragem inesperada do Grupo 5. O incidente afetou a totalidade dos pontos de entrega da rede de média tensão e a 270 locais de consumo, com uma duração de sete minutos. 15 de dezembro A 15 de dezembro registou-se o disparo Geral provocado pela saída de paralelo do Grupo 5 na Central Termoelétrica do Corvo. O esticador da correia da ventoinha de refrigeração soltou-se provocando danos na mesma e o consequente disparo do Grupo 5 por aquecimento da água de refrigeração. 107

108 O incidente afetou a totalidade dos pontos de entrega da rede de média tensão e a 274 locais de consumo, com o tempo de interrupção de vinte e dois minutos. 108

109 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 Redes Com o objetivo de zelar pelo bom estado de conservação dos elementos constituintes da distribuição (redes AT, MT e BT, postos de transformação e subestações) e tendo em RAA, bem como os resultados obtidos e/ou expectáveis. 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: Ilha Descrição da acção (I -Inv estimento / E -Exploração) S. Maria E - Ações de Manutenção preventiva de 3 apoios e Inspeção de 229 apoios das Linhas da Rede MT/AT S. Maria E Manutenção preventiva de 5 aparelhos de manobra telecomandados da rede aérea S. Maria E Inspeção de 61 PTDs (postos de transformação públicos) S. Maria E Manutenção preventiva de 26 PTDs S. Maria E Substituição de transformador de 1 PTD S. Maria E Substituição de celas de proteção e linha de 4 PTDs S. Maria E Substituição de resistências de aquecimento de 21 PTDs S. Maria E - Inspeção da rede BT de 21 PTDs S. Maria E Manutenção preventiva da rede BT de 13 PTDs S. Maria E Manutenção de 220 ADs (armários de distribuição) da rede subterrânea de BT S. Miguel E - Ações de Manutenção preventiva de 963 apoios e Inspeção de 709 apoios das Linhas da Rede MT/AT S. Miguel E Manutenção preventiva de 156 aparelhos de manobra da rede aérea 109

110 Ilha S. Miguel Descrição da acção (I -Inv estimento / E -Exploração) E - Trabalhos diversos no âmbito do SPEA tais como: a) Passagem de descarregadores de sobretensões (DST s), nos PT s aéreos, da cabeça do apoio para a cuba do transformador: PT 1396, PT 1228, PT 1333 e PT 1393 b) Montagem de cabo coberto em alguns apoios da rede MT S. Miguel E - Manutenção preventiva de 229 PTDs S. Miguel E - Inspeção de 334 PTDs S. Miguel E - Substituição de transformadores devido a mau estado de conservação: PTDs 449 e 241 S. Miguel I Substituição de QGBT s nos seguintes PT s: 137, 277 e 310 S. Miguel I - Montagem de Celas MT equipadas com tecnologia SF6 no PS 32 E Inspeção de ADs da rede subterrânea BT das freguesias de Salga, Achadinha, Achada, S. Miguel Santana, Algarvia, São Pedro Nordestinho, Santo António Nordestinho, Lomba da Fazenda e Vila de Nordeste Terceira E - Ações de Manutenção preventiva de 690 apoios e Inspeção de 147 apoios das Linhas da Rede MT/AT Terceira E Manutenção preventiva de 63 aparelhos de manobra da rede aérea Terceira E Manutenção preventiva de 134 PTDs Terceira I- Substituição de 3 QGBT em PTDs Terceira E Inspeção de 265 PTDs Terceira E Manutenção preventiva da rede BT de 9 PTDs Terceira E- Inspeção das redes BT de 3 PTDs Graciosa E - Ações de Manutenção preventiva de 401 apoios das Linhas da Rede MT/AT Graciosa E Manutenção preventiva de 18 PTDs Graciosa I - Montagem/Substituição/Desvio de 67 apoios BT Graciosa E Manutenção da rede BT em 9 PTDs Graciosa E Substituição do QGBT do PTD 24, 23, 20 Graciosa E - Manutenção de 12 ADs da rede subterrânea de BT S. Jorge E - Ações de Manutenção preventiva de 78 apoios e Inspeção de 170 apoios das Linhas da Rede MT/AT S. Jorge E Substituição de 2 aparelhos de manobra da rede aérea MT que se encontravam em mau estado de conservação S. Jorge E Manutenção preventiva de 9 aparelhos de manobra da rede aérea MT S. Jorge E Manutenção preventiva de 36 PTDs S. Jorge E Manutenção preventiva da rede BT de 10 PTDs Pico E - Ações de Inspeção de 253 apoios das Linhas da Rede MT/AT Pico E Manutenção preventiva de 59 PTDs Faial E - Ações de Manutenção preventiva de 99 apoios e Inspeção de 78 apoios das Linhas da Rede MT/AT Faial E Manutenção preventiva de 37 PTDs Faial E - Montagem/Substituição/Desvio de 73 apoios BT Faial E Manutenção de 85 ADs da rede subterrânea de BT Faial E Manutenção preventiva da rede BT de 26 PTDs Faial E Manutenção preventiva de 6 aparelhos de manobra da rede aérea E - Ações de Manutenção preventiva de 18 apoios e Inspeção de 28 apoios das Linhas da Rede Flores MT/AT 110

111 De forma a cumprir os padrões de qualidade de serviço especificados no RQS, encontramse expostas as medidas adotadas, na tabela seguinte: Ilha Descrição da acção (I -Inv estimento / E -Exploração) S. Miguel I - Substituição de transformadores tendo em vista a melhoria de tensões (transformadores antigos - 3 "Tap's"): PTDs 71 e 72 S. Miguel I - Remodelação da rede BT dos PT s 11, 250, 115, 213 e 257 S. Miguel I - Construção novos PTDs tendo em vista a melhoria da qualidade de serviço: PTDs 538 e 540 S. Miguel I - Integração de novos PTDs na rede BT existente: PTDs 250, 538 e 540 S. Miguel I- Alteração de Potência nos PT s 308 e 310 S. Miguel I - Beneficiação de terras de serviço e proteção de 42 PTDs Terceira I- Alteração de Potência em 3 PTDs Graciosa I Beneficiação de terras de serviço e proteção de 14 PTDs S. Jorge I Beneficiação de terras de serviço e proteção de 6 PTDs S. Jorge E - Montagem/Substituição/Desvio de 88 apoios BT Pico I Beneficiação de terras de serviço e proteção de 12 PTDs Faial I Alteração do PTD 33, passagem de CA para CB Flores E Montagem de novo interruptor MT na linha Santa Cruz Ponta Delgada Flores E Substituição de 3 interruptores MT Flores E Substituição de 27 apoios na rede BT Flores E- Montagem de 2 apoios no ramal MT para o PT 0016 Flores E Manutenção preventiva de 6 aparelhos de manobra da rede aérea Flores E Manutenção preventiva de 10 PTDs Flores E - Beneficiação geral do PTD 30 incluindo a substituição do transformador Flores I Remodelação geral do PS 2 Flores I - Substituição do TP do PT 10 Flores I Melhoria de Terras em 6 PT s Flores E- Inspeção das redes BT de 18 PTDs Corvo E Manutenção preventiva de 1 PTDs (postos de transformação públicos 111

112 Na tabela seguinte, encontram-se apresentadas as medidas adotadas para cumprir os padrões de qualidade de serviço e os valores de tensão especificados na EN Ilha Descrição da acção (I -Investimento / E -Exploração) Terceira I - Reforço de rede BT de 7 PTDs Terceira I Beneficiação de terras de serviço e proteção de 11 PTD s Graciosa E Substituição do transformador no PTD 37 S. Jorge I Ligação de novo PTD 49 Faial I Remodelação do ramal MT para o PTD 33 Flores E Substituição de 12 armários na rede BT Em seguida são apresentadas diversas medidas para melhorar a segurança e/ou a qualidade de serviço. Ilha S. Miguel S. Miguel Descrição da acção (I -Investimento / E - Exploração) I Continuação dos trabalhos de adoção de medidas de proteção contra incêndios nas subestações (compartimentação, montagem de portas cortafogo, exaustão de fumos, deteção automática de incêndios, etc.). I/E Substituição dos disjuntores das celas de chegada dos dois transformadores da subestação de Ponta Delgada por disjuntores novos, bem como reutilização de sete disjuntores nas saídas de linha. Os disjuntores existentes eram a SF6 e já apresentavam elevadas resistências de contacto. Os disjuntores novos e reutilizados são de tecnologia a vácuo. Objetivo Melhorar as condições de segurança contra incêndios nas subestações Assegurar as condições de exploração desta instalação bem como, melhorar o desempenho ambiental da mesma através da eliminação do SF6 S. Miguel Terceira Terceira E Revitalização do óleo isolante em três Assegurar as condições de exploração destes transformadores de potência nas subestações de equipamentos Milhafres e Foros. Assegurar a autonomia do funcionamento dos I Substituição dos bancos de baterias da serviços auxiliares de corrente contínua destas subestação de Vinha Brava e PS da Serra do Cume. instalações Repor as adequadas condições de E Beneficiação em fábrica dos dois transformadores funcionamento destes equipamentos, os quais 30/15 kv 5 MVA da subestação de Angra do apresentavam resultados de ensaios físicoquímicos fora dos limites da Heroísmo norma. 112

113 Ilha S. Jorge Pico Pico Descrição da acção (I -Investimento / E - Exploração) I Instalação de 2 aparelhos de manobra na rede aérea MT E Instalação do aparelho de manobra na rede de média tensão AMRA I Substituição de troço subterrâneo de média tensão na linha MD02 Objetivo Melhoria da capacidade de manobra em situação de avaria na rede MT e continuidade de Melhoria da capacidade de manobra em situação de avaria na rede MT, subestação LAJS e continuidade de serviço Resolução de constrangimento na capacidade técnica do troço, e continuidade de serv iço Pico I Remodelação dos PTDs 29, 32, 44 e 108 Resolução de constrangimento na capacidade técnica dos postos de transformação, e continuidade de serviço I Remodelação de troços de redes de baixa tensão Resolução de constrangimento na capacidade Pico afetas aos postos de transformação 0005, 0027, 0044, 0081, 0088, 0094, 0108 e 0117 técnica dos troços, e parâmetros de serv iço Pico E Substituição de 10 travessas na linha de média Melhoria da resposta a situações de intempérie, tensão SRPD em pontos de comportamento e continuidade de serviço problemático à atuação do vento Identificação de defeitos elétricos : Todas as E - Inspeções termografia a 209 instalações (207 PTDs e 2 SEs Foram identificados 32 defeitos, e planeadas as ilhas ) respetiv as regularizações, ev itando possív eis interrupções imprev istas. Manutenção a 383 equipamentos de subestações (barramentos, painéis de linha, painéis de Todas as Garantir a qualidade de serviço e bom estado transformadores, transformadores, reactâncias, ilhas de conservação das instalações sistemas de protecção comando e controlo, sistemas de corrente contínua, etc.) 113

114 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 S.MARIA S.MARIA S.MARIA S.MARIA S.MARIA S.MARIA S.MARIA S.MIGUEL S.MIGUEL S.MIGUEL S.MIGUEL S.MIGUEL S.MIGUEL S.MIGUEL S.MIGUEL TERCEIRA TERCEIRA TERCEIRA TERCEIRA TERCEIRA TERCEIRA TERCEIRA GRACIOSA GRACIOSA GRACIOSA Descrição da acção (I -Inv estimento / E -Exploração) E - C.T. AEROPORTO - GRUPO 4 REVISÃO TIPO 2000 H E - C.T. AEROPORTO - GRUPO 5 REVISÃO TIPO 2000 H E - C.T. AEROPORTO - GRUPO 6 REVISÃO TIPO 2000 H E - C.T. AEROPORTO - GRUPO 7 REVISÃO TIPO 2000 H E - C.T. AEROPORTO - GRUPO 7 REVISÃO TIPO H E - C.T. AEROPORTO - GRUPO 8 REVISÃO TIPO 2000 H E - C.T. AEROPORTO - GRUPO 9 REVISÃO TIPO 2000 H E - C.T. CALDEIRÃO - GRUPO 1 REVISÃO TIPO 2500 H E - C.T. CALDEIRÃO - GRUPO 2 REVISÃO TIPO 2500 H E - C.T. CALDEIRÃO - GRUPO 3 REVISÃO GERAL E - C.T. CALDEIRÃO - GRUPO 4 REVISÃO GERAL E - C.T. CALDEIRÃO - GRUPO 6 REVISÃO TIPO H E - C.T. CALDEIRÃO - GRUPO 7 REVISÃO TIPO 6000 H E - C.T. CALDEIRÃO - GRUPO 8 REVISÃO TIPO 3000 H I C.T. CALDEIRÃO AMPLIAÇÃO DO SISTEMA COMANDO E CONTROLO E - C.T. BELO JARDIM GRUPO 5 REVISÃO TIPO 4000 H E - C.T. BELO JARDIM GRUPO 6 REVISÃO TIPO 4000 H E - C.T. BELO JARDIM GRUPO 7 REVISÃO TIPO 4000 H E - C.T. BELO JARDIM GRUPO 8 REVISÃO TIPO 4000 H E - C.T. BELO JARDIM GRUPO 9 REVISÃO TIPO 4000 H E - C.T. BELO JARDIM GRUPO 10 REVISÃO TIPO 4000 H E - C.T. BELO JARDIM GRUPO 10 REVISÃO TIPO H E - C.T. GRACIOSA GRUPO 3 REVISÃO TIPO H E - C.T. GRACIOSA GRUPO 7 REVISÃO TIPO H E - C.T. GRACIOSA GRUPO 8 REVISÃO TIPO H 114

115 Ilha Descrição da acção (I -Inv estimento / E -Exploração) S.JORGE E - C.T. CAMINHO NOVO GRUPO 6 REVISÃO TIPO 2000 H S.JORGE E - C.T. CAMINHO NOVO GRUPO 6 REVISÃO TIPO 4000 H S.JORGE E - C.T. CAMINHO NOVO GRUPO 7 REVISÃO TIPO 2000 H S.JORGE E - C.T. CAMINHO NOVO GRUPO 8 REVISÃO TIPO 4000 H S.JORGE C.T. CAMINHO NOVO GRUPO 9 REVISÃO TIPO H S.JORGE E - C.T. CAMINHO NOVO GRUPO 10 REVISÃO TIPO 2000 H S.JORGE E - C.T. CAMINHO NOVO GRUPO 11 REVISÃO TIPO 4000 H S.JORGE E - C.T. CAMINHO NOVO GRUPO 12 REVISÃO GERAL PICO E - C.T. NOVA GRUPO 3 REVISÃO TIPO 2 INTERMÉDIA PICO E - C.T. NOVA GRUPO 3 REVISÃO TIPO H FAIAL E - C.T. SANTA BARBARA GRUPO 5 REVISÃO TIPO H FAIAL E - C.T. SANTA BARBARA GRUPO 7 REVISÃO TIPO H FAIAL E - C.T. SANTA BARBARA GRUPO 8 REVISÃO TIPO 7500 H FAIAL I C.T. SANTA BARBARA - 2º GRUPO DE EMERGÊNCIA FLORES E - C.T. FLORES GRUPO 1 REVISÃO TIPO H FLORES E - C.T. FLORES GRUPO 1 REVISÃO TIPO 2000 H FLORES E - C.T. FLORES GRUPO 2 REVISÃO TIPO 2000 H FLORES E - C.T. FLORES GRUPO 3 REVISÃO TIPO 2000 H FLORES E - C.T. FLORES GRUPO 3 REVISÃO TIPO 9000 H FLORES E - C.T. FLORES GRUPO 4 REVISÃO TIPO 2000 H FLORES E - C.T. FLORES GRUPO 5 REVISÃO TIPO 2000 H CORVO E - C.T. CORVO GRUPO 2 REVISÃO TIPO 2000 H CORVO E - C.T. CORVO GRUPO 3 REVISÃO TIPO 2000 H CORVO E - C.T. CORVO GRUPO 4 REVISÃO TIPO 2000 H CORVO E - C.T. CORVO GRUPO 4 REVISÃO TIPO H CORVO I C-T. CORVO SUBSTITUIÇÃO GRUPO GERADOR 1 115

116 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- 116

117 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. 117

118 DRCIE Direção Regional do Comércio, Indústria e Energia. Duração média das interrupções do sistema (SAIDI - System Average Interruption Duration Index ) - representa a duração média das interrupções verificadas nos pontos de entrega durante um determinado período. O indicador SAIDI é obtido pelo cálculo da expressão: SAIDI MT = k x DIij j=1 i=1 em que: k DIij duração da interrupção i na instalação j (PTD ou PTC), em minutos; k quantidade total de pontos de entrega (PTC e PTD) da ilha, para o cálculo de indicadores globais da ilha ou por linha de distribuição; quantidade total dos pontos de entrega da zona de serviço considerada, da ilha ou da região, para o cálculo de indicadores por zona de serviço, por ilha ou para a região; quantidade total dos pontos de entrega da região para indicadores globais da região; x número de interrupções da instalação j. Emissão (eletromagnética) - processo pelo qual uma fonte fornece energia eletromagnética ao exterior. Energia não distribuída (END) - valor estimado da energia não distribuída nos pontos de entrega das redes de distribuição em MT, devido a interrupções de fornecimento, durante um determinado intervalo de tempo (normalmente 1 ano civil), dado pela seguinte expressão: TIEPI EF END= onde: T TIEPI tempo de interrupção equivalente da potência instalada, em horas EF energia entrada na rede de distribuição de MT, em MWh, no período de tempo considerado T período de tempo considerado, em horas. Energia não fornecida (ENF) - valor estimado da energia não fornecida nos pontos de entrega da rede de transporte, devido a interrupções de fornecimento, durante um determinado intervalo de tempo (normalmente 1 ano civil). Entrada - canalização elétrica de Baixa Tensão compreendida entre uma caixa de colunas, um quadro de colunas ou uma portinhola e a origem de uma instalação de utilização. ERSE - Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos. 118

119 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: SAIFI MT = em que: k FI jmt j=1 k FIjMT - número de interrupções em PTD e PTC, no período considerado; k - quantidade total dos pontos de entrega (PTC e PTD) da ilha, para o cálculo de indicadores globais da ilha ou por linha de distribuição; quantidade total dos pontos de entrega 119

120 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. 120

121 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 121

122 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 122

123 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 = Pst3 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. 123

124 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 124

125 - 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 125

126 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. 126

127 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

128 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. 128

129 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; 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. 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; 129

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