RAQS 2011

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RAQS 2011

2011
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1. Sumário
O Relatório Anual da Qualidade de Serviço
(RAQS) tem como objetivo caracterizar a qualidade do serviço prestado pela concessionária do transporte e distribuição vinculado do
Sistema Elétrico do Serviço Publico da Região
Autónoma dos Açores.
Neste setor, a qualidade de serviço pode ser
analisada pela sua natureza técnica (continuidade de serviço e qualidade da onda de
tensão) e pela sua componente comercial.
No que diz respeito à continuidade de serviço,
pode ser observado o número e a duração
das interrupções através de diversos indicadores. Por sua vez, a amplitude, a frequência, a
forma da onda, bem como a simetria do sistema trifásico avaliam a qualidade da onda
tensão. No âmbito comercial, a qualidade
refere-se, principalmente, ao relacionamento
entre a EDA e os seus clientes, ou seja, analisa
os aspetos relacionados com o atendimento,
pedidos de informação, assistência técnica e
a própria avaliação da satisfação dos mesmos.
Disponibilidade
e solicitude
Apresentação
Simpatia
Profissionalismo
2009
2010
Face aos últimos anos e embora a opinião dos
clientes que responderam aos inquéritos tenha
sofrido um ligeiro decréscimo, de uma forma
global, os inquiridos consideram a caracterização dos serviços prestados, no que diz respeito à “Disponibilidade e Solicitude”, à “Simpatia”, ao “Profissionalismo” e à “Apresentação” como sendo de elevada qualidade.
Disponibilidade e solicitude
Muito
Boa
NS/NR
Boa
Muito
Mau
Nem Boa
/ Nem
Mau
Qualidade de serviço comercial
Tendo em conta que o bem mais valioso que
a EDA possuí são os seus clientes, e que a qualidade do serviço prestado é condição essencial para o desenvolvimento das atividades
económicas e satisfação das necessidades
da população, foram efetuados inquéritos aos
utentes dos centros de atendimento que aceitaram responder e, por amostragem, aos clientes residenciais com contacto telefónico
atualizado, aos clientes empresariais e aos
clientes com contacto telefónico que solicitaram intervenções do piquete ou que reportaram avarias, bem como aos clientes que
agendaram intervenções nas suas instalações
de forma a avaliar o seu grau de satisfação.
2011
2009
Mau
2010
2011
Ao longo dos últimos anos, embora a opinião
dos inquiridos apresente um decréscimo (passou em alguns casos de Muito Boa, para Boa)
o serviço prestado pela EDA mantêm o mesmo nível. Do ponto de vista dos clientes, os
itens sujeitos a avaliação são referidos como
sendo Bons ou Muito Bons, em pelo menos 96%
dos inquiridos.
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Simpatia
Telefónico
Muito
Boa
Muito Boa
NS/NR
Boa
NS/NR
Boa
Muito
Mau
Nem Boa /
Nem Mau
Muito
Mau
Nem Boa
/ Nem
Mau
Mau
2010
2009
2011
Em relação ao atendimento, a opinião dos
clientes considera que também é de elevada
qualidade, com exceção para o atendimento
telefónico que obteve um “score” ligeiramente inferior. Face aos últimos anos os inquiridos
consideram que existiu uma melhoria no
atendimento ao “Balcão” e pelo pessoal do
“Piquete/técnico Comercial”, ao invés do
“telefónico” que viu a avaliação diminuir de
qualidade.
2009
Mau
2010
2011
Balcão
Muito
Boa
NS/NR
Boa
Muito
Mau
Nem Boa
/ Nem
Mau
Telefónico
2009
Mau
2010
2011
Piquete / Técnico Comercial
Muito
Boa
Pessoal Piquete/
Tecn.Comercial
2009
Balcão
2010
NS/NR
Boa
Muito
Mau
Nem Boa
/ Nem
Mau
2011
Com exceção do contacto telefónico, o
atendimento comercial da EDA é entendido
pelos seus clientes como sendo bom, obtendo
avaliações desta natureza em todas as suas
vertentes, na opinião de, pelo menos, 60% dos
inquiridos. No que diz respeito ao atendimento
telefónico, o seu decréscimo ficou a dever-se
a um expressivo número de inquiridos (33%)
“Não responderem ou não saberem” qualificar a qualidade do seu desempenho.
2009
Mau
2010
2011
No que concerne a indicadores gerais de
relacionamento comercial verifica-se uma
melhoria generalizada dos mesmos, face aos
últimos anos, tendo sido cumpridos todos os
indicadores definidos
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I ndicadores Gerais
Percentagem de orçamentos de ramais e chegadas
em BT dev erão ser elaborados até 20 dias úteis.
Percentagem dos ramais e chegadas em BT dev erão
ser executados até 20 dias úteis.
Padrão
(%)
Realização Realização Realização
2009 (%)
2010 (%)
2011 (%)
95
98,4
98,9
99,7
95
98,0
98,2
98,5
90
99,9
100,0
99,7
90
100,0
96,6
98,5
80
93,2
94,0
93,8
80
99,1
98,8
99,4
95
99,5
99,5
99,4
90
100,0
100,0
99,4
98
98,8
98,9
98,7
Percentagem de ligações à rede de instalações de BT
que dev erão ser executadas até 2 dias úteis, após
celebração do contrato de fornecimento de energia
eléctrica.
Percentagem de atendimentos com tempos de espera
até 20 minutos nos centros de atendimento
até 60 segundos, no atendimento telefónico centralizado.
Percentagem de clientes com tempo de reposição de
serv iço até 4 horas, na sequência de interrupções de
fornecimento acidentais.
Percentagem de reclamações apreciadas e respondidas
até 15 dias úteis.
Percentagem de pedidos de informação, apresentados
por escrito, respondidos até 15 dias úteis.
Percentagem de clientes de BT cujo contador tenha sido
objecto de pelo menos uma leitura durante o último ano
civ il.
Os indicadores individuais de relacionamento
comercial apresentam situações pontuais de
incumprimento, apresentando melhorias significativas nas retomas de serviço. Os incumprimentos verificados dão origem a compensações a clientes.
I ndicadores I ndiv iduais
I ncumprimentos
Nº de v isitas às instalações dos clientes fora do interv alo das 3 Horas - Artigo 34.º nº2
0
Assistência técnica após comunicação, pelo cliente, fora do interv alo RQS - Artigo 35.º
40
Nº de retomas do fornecimento de energia eléctrica fora do prazo - Artigo 36.º
0
Reclamações respondidas fora do prazo RQS "Facturação" - Artigo 42.º
1
Reclamações respondidas fora do prazo RQS "Cobrança" - Artigo 42.º
0
Reclamações respondidas fora do prazo RQS "Caraterísticas técnicas da tensão" - Artigo 43º
0
Reclamações respondidas fora do prazo RQS "Equip. Contagem" - Artigo 44.º
0
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Continuidade de serviço
Em 2011 registaram-se 1610 ocorrências que
afetaram os PdE da rede de distribuição MT
da RAA. Face a 2010, verifica-se uma redução
em cerca de 16% do número de situações
que originaram interrupções, quer com origem
na produção quer nas redes.
2000
1500
1000
500
0
2009
Redes
2010
2011
Produção
Das referidas ocorrências, cerca de 67% são
ocorrências previstas por razões de serviço ou
por acordo com o cliente. Cerca de 33% das
ocorrências são imprevistas, sendo que 20%
são por causas próprias.
Para interrupções longas não tendo como
origem os centros produtores verifica-se uma
redução da mesma ordem de grandeza, cerca de 39%, resultando, para a Região Autónoma dos Açores, nos indicadores de continuidade de serviço de MT apresentados nos
gráficos seguintes.
As ocorrências, registadas durante 2011, deram origem a cerca de 24 mil interrupções em
PdE da rede de distribuição MT, o que representa uma expressiva redução face a 2010,
em cerca de 39%.
TIEPI
SAIFI
2009
SAIDI
2010
Zona A
2011
Padrão
razões de segurança - deslastre de cargas
(7%).
TIEPI
TIEPI
SAIFI
2009
SAIDI
2010
2011
Padrão
Zona B
SAIFI
2009
SAIDI
2010
2011
Padrão
TIEPI
Para interrupções longas, não tendo como
origem os centros produtores, verifica-se o
cumprimento dos padrões estabelecidos para
os indicadores gerais de continuidade de
serviço em média tensão.
Verifica-se o cumprimento dos padrões estabelecidos, concretizando uma melhoria ao
longo dos últimos três anos de todos os indicadores MT.
As interrupções, em PdE da rede de baixa
tensão de Santa Maria, verificadas em 2011
tiveram, maioritariamente, origem a montante
da rede BT. De facto, apenas 2% das interrupções registadas teve origem na própria rede
em baixa tensão, ou instalações de clientes.
Assim, os indicadores apresentados seguem a
tendência dos mesmos indicadores para a
rede MT.
A nível individual, os padrões estabelecidos
foram cumpridos em todas as ilhas, em média
e baixa tensão.
Verifica-se o total cumprimento dos padrões
de qualidade de serviço definidos para os
indicadores SAIFI e SAIDI de baixa tensão.
Santa Maria
São Miguel
Durante 2011, na ilha de Santa Maria, embora
se tenha verificado uma redução do número
de ocorrências registadas em cerca de 21%,
relativamente a 2010, constatou-se um aumento do número de interrupções em PdE da
rede MT, face a 2009, em cerca de 14%.
No decorrer de 2011, verificaram-se 675 ocorrências na ilha de São Miguel, cerca de menos 3% do que o número registado em 2010.
Esta redução traduz-se em cerca de menos
4400 interrupções em PdE da rede MT, cerca
de menos 37%.
Verifica-se um ligeiro aumento de interrupções
longas, quer com origem nas redes quer em
centros produtores. Predominam as interrupções imprevistas por causas próprias (69%) e
previstas por razões de serviço (23%), sendo de
realçar o peso relevante das interrupções por
Constata-se uma redução de interrupções
curtas (-28%) e longas (-43%) com origem nas
redes, e longas com origem na produção (40%) bem como um aumento (+33%) de interrupções longas com origem nos sistemas produtores, embora tenha reduzida expressão
SAIFI
2009
SAIDI
2010
2011
Padrão
Zona C
8
(2%) no número total de interrupções. As interrupções imprevistas por causas próprias são as
mais frequentes (45%), constatando-se também elevado número (15%) de interrupções
na sequência de reengates.
TIEPI
Na ilha de São Miguel, as interrupções registadas na rede BT foram, preponderantemente,
originadas por situações a montante desta
rede. Perto de 1% das interrupções verificadas
teve origem na rede BT, pelo que, os indicadores resultantes terão um comportamento idêntico aos seus homónimos da rede MT.
indicadores SAIFI e SAIDI de baixa tensão, nas
três zonas de qualidade de serviço.
Terceira
SAIFI
2009
SAIDI
2010
2011
Padrão
Zona A
TIEPI
SAIFI
2009
SAIDI
2010
2011
Padrão
Em 2011, registaram-se menos 193 ocorrências
(-31%) que no ano de 2010, totalizando as 429.
Em consequência as interrupções em PdE da
rede MT reduziram em cerca de 5 mil (-33%).
Em 2011, com exceção de interrupções curtas
com origem na produção, verifica-se uma
redução das demais naturezas de interrupções. Constata-se uma redução de interrupção com origem nas redes entre 27% (longas)
e 50% (curtas), e de interrupções longas com
origem na produção (8%). As interrupções
registadas em 2011 foram maioritariamente
imprevistas por causas próprias (48%) e reengates (25%).
Zona B
TIEPI
TIEPI
SAIFI
SAIFI
2009
SAIDI
2010
2011
Padrão
Zona C
Os padrões estabelecidos para os indicadores
de continuidade de serviço foram amplamente cumpridos, verificando-se uma melhoria do
valor dos indicadores face aos anos transatos.
2009
SAIDI
2010
Zona A
2011
Padrão
9
10
TIEPI
TIEPI
SAIFI
2009
SAIDI
2010
2011
Padrão
SAIFI
2009
Zona C
SAIDI
2010
2011
Padrão
Zona C
Os padrões de qualidade estabelecidos para
os indicadores de continuidade de serviço
foram cumpridos nas duas zonas de qualidade, melhorando face a 2010.
Os padrões para os indicadores que aferem
qualitativamente a continuidade de serviço
foram cumpridos, verificando-se em 2011 uma
melhoria face a anos transatos.
Do valor total de interrupções em pontos de
entrega, da rede em baixa tensão da ilha
Terceira, apenas 1% se refere a interrupções
originadas nesta rede. Assim, os indicadores BT
seguem as tendências e distribuições apresentadas pelos mesmos indicadores para a rede
em média tensão.
As interrupções registadas, na ilha Graciosa,
ao nível de pontos de entrega de baixa tensão, é, sobretudo, resultante de situações
verificadas nas redes MT e em centros produtores. Do valor registado, apenas 1% das interrupções teve origem na rede de baixa tensão.
duas zonas de qualidade de serviço desta
ilha.
Graciosa
Na ilha Graciosa, durante 2011, verificaram-se
mais 11% de ocorrências do que que o registado no ano anterior. As interrupções resultantes das 120 ocorrências verificadas, foram 31%
inferiores às apuradas em 2010, perfazendo as
1205.
Em 2011, verificou-se uma redução de interrupções curtas com origem nas redes (73%) e
centros produtores (3%), e interrupções longas
com origem nas redes (1%). As interrupções
longas, com origem nos centros produtores,
tiveram um aumento de 71%. A maioria (71%)
das interrupções foi decorrente de causas
próprias, tendo ainda expressão (20%) as interrupções por razões de serviço.
São Jorge
Em S. Jorge verificou-se uma considerável
redução (26%) do número de ocorrências
registadas em 2011 comparativamente a
2010. Esta variação resultou numa redução de
interrupções em PdE da rede MT de
41%,totalizando 927.
Apenas as interrupções curtas e origem nas
redes apresentam um aumento (63%) face a
2010. As interrupções longas, com origem nas
redes, decrescem 40%, as interrupções longas
e origem em sistemas electroprodutores reduziram 80%. Cerca de 62%, das 927 interrupções
verificadas, são por causas próprias à exploração dos sistemas e 25% por razões fortuitas
ou de força maior.
11
TIEPI
TIEPI
SAIFI
2009
SAIDI
2010
2011
SAIFI
Padrão
2009
Na ilha de São Jorge, menos de 1% das interrupções verificadas, em pontos de entrega
desta rede, tem origem na mesma. Assim, os
indicadores de baixa tensão terão comportamentos idênticos aos seus equivalentes em
média tensão.
Pico
No decorrer de 2011, verificaram-se menos
47% ocorrências na ilha do Pico do que em
2010. Esta redução de 67 ocorrências resulta
em menos 2422 interrupções em PdE das redes MT, menos 68%.
Assistiu-se a um aumento de interrupções curtas com origem nas redes, de 63%, mais 95
que em 2010. As interrupções longas apresentam decréscimos, de cerca de 80% para as
tendo origem na produção e de 40% para as
com origem nas redes, não se verificando
qualquer interrupção curta com origem na
produção. Aproximadamente 70% das interrupções foram imprevistas e tiveram causas
próprias, sendo que perto de 19% foram previstas por razões de serviço.
2010
2011
Padrão
Zona C
Zona C
Os limites estabelecidos regulamentarmente
para os indicadores gerais de continuidade
de serviços foram amplamente cumpridos,
verificando-se uma melhoria dos mesmos face
aos anos transatos.
SAIDI
Os padrões de qualidade definidos para indicadores de continuidade de serviço foram
cumpridos na íntegra, tendo melhora substancialmente face aos anos anteriores.
As interrupções em PdE da rede BT, da ilha do
Pico, tiveram, maioritariamente, origem a
montante desta rede. Cerca de 9% das interrupções tiveram origem na rede BT.
Faial
Durante 2011, verificaram-se 88 ocorrências na
ilha do Faial, cerca de menos 10% do que em
2010. Em resultado da referida redução, o
número de interrupções em PdE da rede MT
baixou 60% para 1154.
Durante o ano em análise não se verificaram
interrupções curtas, com origem em centros
produtores, tendo-se registado menos 38%
deste tipo de interrupções com origem nas
redes. As interrupções longas diminuíram 62%,
quer tendo origem nas redes, quer em centros
produtores. Das interrupções registadas, 90%
foram imprevistas e tiveram causas próprias e
8% foram previstas para efeitos de serviço.
TIEPI
SAIFI
2009
SAIDI
2010
2011
Padrão
Zona A
Durante 2011, verificou-se um expressivo aumento de interrupções curtas com origem na
produção e reduções nas restantes naturezas
de interrupções. As interrupções longas, com
origem nas redes, reduziram 58% e as com
origem em centros produtores 15%. As interrupções curtas e com origem nas redes reduziram 45%. As interrupções imprevistas são as
predominantes, por razões de segurança
(33%) e causas próprias (38%). As razões de
serviço (14%) e razões de força maior (12%)
também têm expressão no valor total.
TIEPI
TIEPI
SAIFI
2009
SAIDI
2010
Zona C
2011
SAIFI
2009
Padrão
Os padrões de qualidade definidos para os
indicadores de continuidade foram cumpridos
na íntegra, sendo de destacar a redução
superior a 95% dos indicadores em zonas de
qualidade do tipo A.
No Faial, as interrupções, com origem na rede
de distribuição em baixa tensão, foram menos
de 0,5% do valor registado em PdE de BT.
duas zonas de qualidade de serviço desta
ilha.
Flores
Emboras se tenham verificado mais 19 ocorrências na ilha das Flores durante 2011, comparativamente ao ano de 2010, o número de
interrupções em PdE da rede MT foi inferior em
37%, ou seja, 496.
SAIDI
2010
Zona C
2011
Padrão
Os padrões estabelecidos para os indicadores
de qualidade de serviço foram cumpridos,
tendo estes indicadores melhorado face ao
verificado em 2010.
O comportamento dos indicadores de continuidade de serviço de baixa tensão, para a
ilha das Flores, segue o apresentado para os
homónimos da rede em média tensão. Este
facto justifica-se por apenas 1% das interrupções verificadas ter origem na rede BT.
Corvo
Na ilha do Corvo, no decorrer de 2011, apenas se verificara 4 ocorrências/interrupções
longas que tiveram origem no centro produtor
desta ilha.
Verificou-se uma interrupção por razões de
segurança e 3 por causas próprias. Não havendo interrupções com origem nas redes,
não existem indicadores para comparação
com os padrões de média tensão.
12
Qualidade da onda de tensão
No plano de monitorização da Qualidade da
Onda de Tensão foram colocados diversos
pontos de medição fixos disperso pelas nove
ilhas da RAA. Os resultados das monitorizações
efetuadas demonstram a qualidade da onda
de tensão, no que diz respeito à sua amplitude, tremulação (Flicker), desequilíbrio do sistema trifásico de tensões, frequência, distorção harmónica, cavas de tensão e sobretensões. As condições estipuladas no RQS e pela
norma NP EN 50 160 foram cumpridos, com
exceção da tremulação (São Jorge e Corvo),
da distorção harmónica (São Miguel e Pico) e
do desequilíbrio do sistema trifásico de tensões
(Flores). Em relação às cavas de tensão e às
sobretensões existiram situações de incumprimentos em todas as ilhas e níveis de tensão,
com exceção da média tensão na ilha de
São Jorge para as cavas, e das ilhas de Santa
Maria (baixa e média tensão), São Miguel
(média tensão), São Jorge (média tensão),
Faial (média e baixa tensão) e Corvo.
13
Índice
1. Sumário .................................................................................................................................................................... 4
2. Introdução ............................................................................................................................................................ 19
3. Qualidade de serviço comercial ...................................................................................................................... 20
3.1. Satisfação dos clientes ................................................................................................................................ 21
3.1.1. Registo de avarias .................................................................................................................................. 21
3.1.2. Visitas ........................................................................................................................................................ 24
3.1.3. Clientes dos centros de atendimento ................................................................................................ 27
3.1.4. Clientes residenciais (clientes família) ................................................................................................ 30
3.1.5. Clientes não residenciais (clientes empresa) ................................................................................... 32
3.2. Qualidade de serviço comercial ............................................................................................................... 35
3.2.1. Indicadores gerais .................................................................................................................................. 35
3.2.2. Indicadores Individuais .......................................................................................................................... 44
3.3. Clientes com necessidades especiais ...................................................................................................... 51
3.4. Ações mais relevantes para garantia da qualidade de serviço de âmbito comercial ................. 52
4. Continuidade de serviço .................................................................................................................................... 55
4.1. Resumo 2011 .................................................................................................................................................. 55
4.2. Rede de transporte....................................................................................................................................... 56
4.3. Região Autónoma dos Açores .................................................................................................................. 57
4.4. Santa Maria .................................................................................................................................................... 65
4.4.1. Rede de distribuição em média tensão ............................................................................................ 65
4.4.2. Rede de distribuição em baixa tensão ............................................................................................. 69
4.5. São Miguel ...................................................................................................................................................... 72
14
4.6. Terceira ........................................................................................................................................................... 83
4.7. Graciosa ......................................................................................................................................................... 94
4.8. São Jorge ...................................................................................................................................................... 101
4.8.1. Rede de distribuição em média tensão .......................................................................................... 101
4.8.2. Rede de distribuição em baixa tensão ........................................................................................... 105
4.9. Pico ................................................................................................................................................................ 108
4.9.1. Rede de distribuição em média tensão .......................................................................................... 108
4.9.2. Rede de distribuição em baixa tensão ........................................................................................... 112
4.10. Faial ............................................................................................................................................................. 115
4.10.1. Rede de distribuição em média tensão ........................................................................................ 115
4.10.2. Rede de distribuição em baixa tensão ......................................................................................... 123
4.11. Flores ............................................................................................................................................................ 126
4.12. Corvo ........................................................................................................................................................... 133
4.13. Indicadores individuais da continuidade de serviço .........................................................................137
5. Qualidade da onda de tensão ...................................................................................................................... 140
5.1. Plano de monitorização ............................................................................................................................ 140
5.1.1. Indicadores semanais ......................................................................................................................... 144
5.2. Qualidade onda de tensão ...................................................................................................................... 146
15
5.2.1. Amplitude ..............................................................................................................................................149
5.2.2. Tremulação (flicker) ............................................................................................................................. 149
5.2.3. Desequilíbrio ..........................................................................................................................................150
5.2.4. Frequência ............................................................................................................................................151
5.2.5. Harmónicos ...........................................................................................................................................151
5.2.6. Cavas .....................................................................................................................................................152
5.2.7. Sobretensões .........................................................................................................................................154
6. Principais incidentes ..........................................................................................................................................158
6.1. Casos fortuitos ou de força maior – incidentes mais relevantes ........................................................ 158
6.1.1. Incidente na ilha de São Jorge a 18 de abril de 2011 ..................................................................158
6.1.2. Incidente na ilha das Flores a 21 de junho de 2011 ......................................................................161
6.1.3. Incidente na ilha da Terceira a 26 de agosto de 2011 .................................................................164
6.1.4. Incidente na ilha de São Jorge a 1 de novembro de 2011 ......................................................... 167
6.2. Principais incidentes por causas próprias ............................................................................................... 172
7. Ações para a melhoria da qualidade serviço ............................................................................................. 176
Anexos ......................................................................................................................................................................191
Anexo I - Siglas, abreviaturas e definições ....................................................................................................191
Anexo II - Classificação das causas das interrupções ................................................................................199
Quadro geral de classificação ....................................................................................................................199
Origem das interrupções............................................................................................................................... 200
Tipos de interrupções .....................................................................................................................................200
16
17
Errata
Corrigidos os gráficos referentes aos indicadores de continuidade de serviço da ilha do Corvo.
Corrigido o sumário e introdução às interrupções das ilhas do Pico e Faial (alteração número interrupções e respetiva variação).
Corrigido gráfico SAIFI MT por zona de qualidade de serviço – Faial (faltavam valores no gráfico).
Corrigidos os gráficos SAIDI BT (Terceira) e TIEPI (Flores) – linhas trocadas.
Alterações ao documento em 8-06-2012:
Adicionadas tabelas relativas à qualidade de serviço comercial (sumário)
Adicionadas tabelas em falta referentes a a compensações de continuidade de serviço: compensações que revertem para o fundo de reforço de investimento; nº de situações com incumprimentos de
duração e número em simultâneo.
Inserção da secção referente aos indicadores da rede de transporte (4.2. Rede de transporte).
Reordenação do índice, na sequência da introdução da secção 4.2. Rede de transporte.
18
19
2. Introdução
Conforme o estabelecido no Regulamento de
Qualidade de Serviço em vigor na RAA, compete à Eletricidade dos Açores S.A., como
entidade concessionária do transporte e distribuição, elaborar, anualmente, o relatório da
qualidade de serviço. Em cumprimento do
estabelecido nesse Regulamento, em particular o referido nos artigos 38º a 40º, foi elaborado o presente relatório, onde se apresentam
os indicadores que caracterizam a continuidade de serviço, a qualidade da onda de
tensão, a qualidade de serviço de âmbito
comercial e os resultados dos inquéritos efetuados a clientes, referentes ao ano de 2011.
Em secção própria são, também, apresentados relatórios sucintos das principais ocorrências que afetaram a Região, bem como os
incidentes fortuitos com um valor de END superior a 1 MWh, ou 5 MWh nas ilhas de São
Miguel e Terceira.
3. Qualidade de serviço comercial
Considerando que no aspeto comercial a
qualidade de serviço está intimamente ligada
ao relacionamento existente entre o prestador
do serviço e o seu cliente, é percetível que no
âmbito em que a Eletricidade dos Açores
opera, a mesma se expresse através de temas
como a brevidade e capacidade de resposta
às solicitações dos clientes, o nível do atendimento prestado, bem como a assistência
técnica e a avaliação da satisfação dos
mesmos. Assim, a qualidade de serviço comercial é analisada criteriosamente através
de Indicadores Gerais, Indicadores Individuais
e da avaliação do grau de satisfação de
clientes. Os indicadores são baseados em
critérios simples, calculáveis e reguláveis, e
permitem quantificar, qualificar e avaliar o
nível do desempenho técnico e comercial
num determinado período de tempo. Já
quanto à avaliação do grau de satisfação
dos clientes, e apesar de não ser uma tarefa
simples, esta é feita recorrendo ao auxílio de
inquéritos.
Logo, e sabendo que neste mercado só é
possível alcançar o sucesso através de um
serviço de excelência, a EDA garantiu em
2006 a certificação pela Norma NP EN ISO
9001, certificação esta que obedece a requisitos bastante exigentes e que visa promover a
normatização de produtos/serviços para que
a qualidade destes seja permanentemente
melhorada. A adoção da Norma NP EN ISO
9001 é extremamente vantajosa para a empresa uma vez que lhe confere maior organização, produtividade e credibilidade, elementos que são facilmente identificáveis pelo
cliente.
20
21
3.1. Satisfação dos clientes
Sabendo que o ponto-chave da qualidade
comercial é a relação entre o operador de
rede/comercializador e o cliente, são realizados inquéritos anuais aos clientes da Eletricidade dos Açores com o intuito de avaliar o
grau de satisfação dos mesmos. Estes inquéritos são efetuados aos utentes dos centros de
atendimento que aceitam responder e por
amostragem dos clientes residenciais com
contacto telefónico atualizado, dos clientes
não residenciais (empresariais) e dos clientes
com contacto telefónico que solicitaram intervenções do piquete ou que reportaram
avarias, bem como dos clientes que agendaram intervenções nas suas instalações. Os
inquéritos realizados têm como objetivo conhecer a opinião dos clientes relativamente à
qualidade do serviço prestado pela EDA nas
vertentes de atendimento, assistência técnica,
entre outras.
Essencial será realçar que na realidade onde
a EDA atua, enquanto responsável pela produção/aquisição, transporte, distribuição e
comercialização de energia elétrica, não é
fácil alcançar níveis de desempenho com
elevado “score”, pois nos Açores, um arquipélago com 9 ilhas, deparamo-nos com realidades distintas e complexas, tanto do ponto de
vista geográfico, socioeconómico, como
também cultural.
3.1.1. Registo de avarias
Do universo de clientes que comunicaram
avarias por telefone, 50, dispersos pelo arquipélago, foram alvo do presente inquérito.
Caracterização do atendimento por parte do assistente da EDA
Analisando a comunicação de avarias por
parte dos clientes no âmbito do atendimento
realizado pelos assistentes da EDA, a satisfação dos clientes face ao ano anterior mantém-se positiva. Isto porque, e apesar de se
verificar um ligeiro decréscimo de 2,2% no que
diz respeito ao “Profissionalismo”, os aspetos
da “Disponibilidade e Solicitude” e da “Simpatia” no serviço prestado, preservaram o seu
excelente resultado, (Gráfico 3-1).
22
91%
Ano 2010
Ano 2011
90%
89%
88%
87%
86%
85%
84%
83%
Disponibilidade e Solicitude
Simpatia
Profissionalismo
Gráfico 3-1- Percentagem de clientes que considera o atendimento Muito bom/Bom – Evolução 2010/11
A avaliação feita pelos clientes ao atendimento dos assistentes da EDA, em 2011, foi
considerada como particularmente positiva
nos aspetos “simpatia”, “profissionalismo” e
“disponibilidade e solicitude” para 90%, 88% e
86% dos clientes alvos do estudo, que classificaram como Bom ou Muito Bom as características sujeitas a apreciação, respetivamente.
80%
70%
60%
Simpatia
50%
Profissionalismo
40%
30%
20%
10%
0%
Muito Boa
Boa
Nem Boa/Nem
Mau
Mau
Gráfico 3-2 Caracterização do atendimento
NS/NR
Tempo de espera e resolução do problema
Em 2011, a percentagem de clientes que confirmam ter esperado menos de 2 horas pelo
piquete foi de 72%, verificando-se um aumento de sensivelmente 3,4% comparativamente
ao ano anterior. Por outro lado, e em relação
aos clientes que esperaram mais de 4 horas, a
percentagem obtida foi de 10%, dando origem a uma assinalável diminuição de 11,6%,
já que, em 2010 essa percentagem foi de
21,6% (Gráfico 3-3).
Relativamente ao número de clientes que
viram a sua situação “Total/Parcialmente Resolvida”, no ano de 2011, registou-se uma
percentagem de 90%. Comparativamente ao
ano de 2010, assistiu-se a um importante aumento de 5,7% (Gráfico 3-4).
Observando as situações em que houve a
necessidade de uma nova intervenção verifica-se também uma relevante diminuição de
5,7%, pois o resultado obtido em 2011 foi de
10%, ao invés dos 15,7% que haviam sido registados em 2010.
80%
70%
Ano 2010
Ano 2011
60%
50%
40%
30%
20%
10%
0%
Menos de 2 horas
Mais de 4 horas
Gráfico 3-3 Tempo de espera pelo piquete - Evolução 2010/11
100%
90%
80%
Ano 2010
70%
Ano 2011
60%
50%
40%
30%
20%
10%
0%
Total/Parcialmente Resolvido
Não resolvido/Nova intervenção
Gráfico 3-4 Resolução do problema - Evolução 2010/11
23
24
No gráfico abaixo, podemos examinar mais
detalhadamente os parâmetros em questão
para o ano em estudo (Gráfico 3-5).
90%
80%
70%
60%
50%
40%
30%
20%
10%
0%
Totalmente resolvido
Parcialmente resolvido
Não resolvido/Nova
intervenção
Gráfico 3-5 Resolução do problema
3.1.2. Visitas
Da totalidade de clientes que solicitaram por
telefone uma intervenção na sua instalação,
10 foram alvo do presente inquérito. A amostra obtida encontra-se, apenas, dispersa por
duas ilhas, São Miguel e Terceira
Caracterização do serviço prestado no
contacto
Abordando a opinião dos clientes que responderam ao inquérito e sendo estes solicitadores de intervenções nas respetivas instalações, comparativamente a 2010, verifica-se
em 2011 que a EDA mantém o seu serviço de
excelente qualidade como modelo, conseguindo mesmo ampliar os seus “scores” a todos os níveis.
Relativamente ao ano em questão, a caracterização do serviço prestado no atendimento
demonstra um pouco daquilo que são os horizontes da empresa no que diz respeito à prestação do melhor serviço aos seus clientes,
dado que 100%, 100% e 100% dos inquiridos
considera que a “disponibilidade e solicitude”,
a “simpatia” e o “profissionalismo”, respetivamente, são Muito Bons ou Bons.
25
80%
70%
Disponibilidade e solicitude
60%
50%
Simpatia
40%
Profissionalismo
30%
20%
10%
0%
Muito Boa
Boa
Nem Boa / Nem
Mau
Mau
Muito Mau
Gráfico 3-6 Caracterização do serviço prestado no contacto
Aquando da visita às instalações do cliente
efetuada pela equipa técnico-comercial, em
2011, registaram-se valores na ordem dos
100%, 90%, 100% e 90%, quanto à “Disponibilidade e Solicitude”, à “Simpatia”, ao “Profissionalismo” e à “Apresentação”, respetivamente.
102%
100%
Ano 2010
Comparativamente ao ano anterior, e com
exceção na descida de 10% no aspeto da
“Apresentação”, a prestação volta a ser extraordinária (Gráfico 3-7).
Ano 2011
98%
96%
94%
92%
90%
88%
86%
84%
Disponibilidade e
solicitude
Simpatia
Profissionalismo
Apresentação
Gráfico 3-7 Clientes que consideram a equipa técnico-comercial Muito Boa/Boa - Evolução 2010/11
26
Podemos observar mais pormenorizadamente
os parâmetros em análise, para o ano de
2011, no gráfico abaixo.
70%
60%
50%
Simpatia
40%
Profissionalismo
Apresentação
30%
20%
10%
0%
Muito Boa
Boa
Nem Boa/Nem
Mau
Muito Mau
NS/NR
Gráfico 3-8 Caracterização da equipa técnico-comercial
Dia e horário acordados
Como se pode ver pelo gráfico abaixo
(Gráfico 3-9), não foram registados atrasos na
hora acordada com os clientes que foram
alvo de intervenções nas suas instalações.
No que diz respeito à execução do serviço os
resultados são bastante positivos, pois 90% dos
inquiridos viu a sua situação completamente
resolvida, enquanto apenas 10% indica que a
situação
ficou
parcialmente
resolvida.
120%
100%
80%
60%
40%
20%
0%
Sim
Não
Gráfico 3-9 Cumprimento do horário acordado
NS/NR
27
100%
90%
80%
Ano 2011
70%
60%
50%
40%
30%
20%
10%
0%
Totalmente resolvido
Parcialmente Resolvido
NS/NR
Gráfico 3-10 Resolução do problema
3.1.3. Clientes dos centros de atendimento
Para proceder à avaliação da qualidade do
serviço prestado pelos centros de atendimento da EDA, foram inquiridos 763 utentes, dispersos pela Região Autónoma dos Açores,
que visitaram as instalações dos mesmos.
de atendimento e de espera são inferiores a
quatro minutos para cerca de 79% e 91% dos
inquiridos, respetivamente.
A partir da análise do Gráfico 3-11, podemos
verificar que, para o ano de 2011, os tempos
100%
90%
Tempo de Atendimento
80%
70%
Tempo de Espera
60%
50%
40%
30%
20%
10%
0%
Até 4 Min.
5 a 9 Min.
10 a 19 Min.
Gráfico 3-11 Atendimento e tempo de espera
+ 20 Min.
Relativamente à qualidade dos centros de
atendimento, em 2011, a opinião dos clientes
que consideram o serviço como “Muito Bom”
ou “Bom” assume os valores de 98%, 98%, 98%
e 98%, quanto à “Disponibilidade e Solicitude”,
à “Simpatia”, ao “Profissionalismo” e à “Apre-
110,0%
Ano 2010
sentação”, respetivamente. Neste contexto, e
comparativamente a 2010, os valores estão
muito equilibrados, já que as únicas alterações verificadas são ao nível da “Disponibilidade e Solicitude” e da “Apresentação”,
onde, correspondentemente, ocorreu um
aumento e um decréscimo de 1%.
Ano 2011
100,0%
90,0%
80,0%
70,0%
60,0%
50,0%
Disponibilidade e
solicitude
Simpatia
Profissionalismo
Apresentação
Gráfico 3-12 Clientes que consideram o serviço prestado nos centros de atendimento Muito Bom/Bom - Evolução
2010/11
Os resultados respeitantes exclusivamente ao ano
de 2011 podem ser observados no gráfico que se
segue.
60%
50%
Disponibilidade e e solicitude
Simpatia
40%
Profissionalismo
30%
Apresentação
20%
10%
0%
Muito Boa
Boa
Nem Boa/Nem
Mau
Mau
Muito Mau
Gráfico 3-13 Qualidade do serviço prestado nos centros de atendimento
NS/NR
28
29
Vertente
Lojas Vila do
Lev ada Matriz Ribeira Vila Franca Angra Praia da
Nordeste Pov oação
Porto
PDL
PDL Grande
Campo Heroísmo Vitória
Limpeza
4,0
4,1
4,5
4,4
Arrumação
4,0
4,1
4,6
Luminosidade
4,5
4,2
4,5
Lojas Santa
Vertente
Cruz
Velas
Calheta
4,2
4,5
5,0
4,2
4,6
4,4
4,2
4,5
5,0
4,2
4,7
4,4
4,2
4,5
5,0
4,2
4,6
Madalena S. Roque
Pico
Pico
Lajes
Pico
Horta
Santa
Cruz
Total
Limpeza
4,2
4,5
4,0
4,5
4,3
4,6
4,1
4,3
4,4
Arrumação
4,2
4,4
4,0
4,6
4,3
4,6
4,3
4,3
4,4
Luminosidade
4,2
4,3
4,5
4,5
4,0
4,6
4,3
4,5
4,4
Tabela 3-1 Aspeto das instalações
A informação constante nos inquéritos realizados permitiu também concluir que, na opinião dos utentes, o aspeto das instalações em
relação à limpeza, luminosidade, bem como
arrumação, se encontra entre o Bom e/ou
Muito Bom (Tabela 3-1).
centros de atendimento foi o pagamento de
faturas. Logo de seguida, vêm os pedidos de
informação como segundo motivo de deslocação (Tabela 3-2).
Motivo de deslocação aos centros de
atendimento
O principal motivo referido pelos utentes alvo
deste inquérito para a sua deslocação aos
Motiv o
Nº Clientes
Pagamento de facturas
77,9%
Pedido de informações
8,3%
Pedido de alteração de contrato
5,1%
Pedido de fornecimento de energia
2,1%
Verificação de Facturação
2,0%
Pedido de interv enções técnicas div ersas
1,2%
Pedido de domiciliação bancária
1,1%
Entregar leitura de electricidade
1,1%
Reclamação
0,3%
Lâmpadas
0,5%
Assinar contrato
0,4%
Tabela 3-2 Motivo de deslocação aos centros de atendimento
30
3.1.4. Clientes residenciais (clientes família)
A análise do grau de satisfação dos clientes
residenciais, foi obtida através de um inquérito
realizado aos clientes com contacto telefónico atualizado e abarcou uma amostra de 430
clientes, dispersos por todas as ilhas.
Classificação global do serviço prestado
pela EDA
Abordando a opinião dos clientes residenciais
inquiridos, e tal como já vinha sendo registado
nos anos anteriores, o serviço fornecido pela
EDA manteve os seus “scores” bastante positi-
vos, derivado ao facto do serviço ser classificado como BOM ao nível do “Fornecimento
de Energia”, do “Prestigio”, da “Confiança” e
do “Dinamismo” (Tabela 3-3).
Na tabela abaixo (Tabela 3-4 Classificação
global do serviço prestado (clientes residenciais)Tabela 3-4) podemos consultar as diversas
classificações alcançadas em cada uma das
ilhas alvo do inquérito.
Total
(2009)
Total
(2010)
Total
(2011)
Fornecimento de Electricidade
3,8
3,7
3,9
Prestígio
3,8
3,8
3,9
Confiança
3,9
3,8
3,9
Dinamismo
3,8
3,7
3,8
Vertente
Tabela 3-3 Comparação do serviço prestado (clientes residenciais)
Vertente
Fornecimento de
Santa
Maria
São
Terceira Graciosa
Miguel
São Jorge Pico Faial
Flores Corv o
3,9
4,0
3,7
4,4
3,9
3,5
3,7
4,3
4,0
Prestígio
3,9
4,0
3,6
4,4
3,7
3,9
3,9
3,7
4,0
Confiança
3,9
4,0
3,7
4,4
3,9
3,9
4,0
4,0
4,0
Dinamismo
3,8
3,9
3,5
4,4
3,9
4,0
3,8
3,8
4,0
Electricidade
Tabela 3-4 Classificação global do serviço prestado (clientes residenciais)
Classificação global do atendimento por
parte da EDA
O atendimento é efetuado, por parte da EDA,
através do telefone, em loja, ou pela equipa
técnico-comercial.
Em 2011, e para os inquiridos que participaram
neste estudo, o “Atendimento Telefónico”, o
“Atendimento ao Balcão” e o “Serviço prestado pelo pessoal técnico-comercial”, atingiram os valores de 59,1%, 69,5% e 66,3%, valores
estes considerados como “Muito Bom/Bom”,
respetivamente.
Relativamente a 2010, e quanto aos aspetos
em avaliação, denota-se um decréscimo de
10,2% quanto ao “Atendimento Telefónico”,
um ligeiro aumento de 0,9% quanto ao “Atendimento ao Balcão” e uma considerável e
importante subida por parte do “Serviço prestado pelo pessoal técnico-comercial” de 6,1
pontos percentuais.
100%
Ano 2010
Ano 2011
80%
60%
40%
20%
0%
Atendimento Telefónico
Atendimento Balcão
Serviço prestado pelo pessoal
técnico-comercial
Gráfico 3-14 Evolução dos clientes residenciais que consideram o atendimento Muito Bom/Bom - Evolução
2010/11
Em suma, e com base no estudo do ano em
questão (Gráfico 3-14), analisando cada classificação mais pormenorizadamente, concluímos que, a maioria dos inquiridos avalia o
desempenho, por parte da EDA, como Muito
Bom/Bom.
31
32
50%
45%
Atendimento Balcão
40%
35%
Serviço prestado pelo pessoal técnicocomercial
30%
25%
20%
15%
10%
5%
0%
Muito Bom
Bom
Nem Bom/Nem
Mau
Mau
Muito Mau
NS/NR
Gráfico 3-15 Caracterização do atendimento (Clientes Residenciais)
3.1.5. Clientes não residenciais (clientes empresa)
O grau de satisfação dos clientes não residenciais foi obtido através de um inquérito
realizado aos clientes empresariais que
abrangeu um total de 22 clientes, dispersos
por várias ilhas.
Classificação global do atendimento por
parte da EDA
A opinião dos clientes não residenciais que
consideram a qualidade do “Atendimento
Telefónico”,
em
2011,
como
“Muito
Bom/Bom”, atingiu valores bastante satisfatórios na ordem dos 59%, sendo que o “Serviço
prestado pela equipa técnico-comercial” não
ficou aquém e obteve um resultado de elevado relevo alcançando os 82%. (Gráfico 316).
No caso das empresas, o atendimento por
parte da EDA, geralmente, é efetuado por
telefone, ou pela equipa técnico-comercial.
80%
70%
60%
50%
40%
30%
20%
10%
0%
Muito Boa
Boa
Nem Boa /
Nem Mau
Mau
Muito Mau
Gráfico 3-16 Caracterização do atendimento (Clientes Não Residenciais)
NS/NR
33
Comparativamente ao ano de 2010, constatamos que em 2011 se verifica um decréscimo
na classificação obtida relativamente ao
“Atendimento Telefónico” e ao “Serviço prestado
pela
equipa
técnico-comercial”,
(Gráfico 3-17).
100%
90%
Ano 2010
Ano 2011
80%
70%
60%
50%
40%
30%
20%
10%
0%
Atendimento Telefonico
Gráfico 3-17 Evolução dos clientes empresariais que consideram o atendimento Muito Bom/ Bom - Evolução
2010/11
Classificação global do serviço prestado
pela EDA
O quadro seguinte descreve o score médio
da opinião global dos entrevistados sobre
alguns aspetos relativos à EDA.
Vertente
São Miguel
Terceira
Faial
Total
3,9
3,8
4,0
3,9
Prestígio
3,9
4,0
4,0
3,9
Confiança
3,9
3,3
4,0
3,8
Dinamismo
3,6
4,0
3,0
3,6
Tabela 3-5 Caracterização global do serviço prestado (Clientes não residenciais)
Em relação ao ano anterior, os resultados alcançados em 2011, são consideravelmente
melhores em todos os aspetos analisados,
resultados estes que comprovam o esforço da
EDA, na busca do serviço mais apropriado
que permita servir os seus clientes com a melhor eficácia e qualidade possíveis.
Total
(2009)
Total
(2010)
Total
(2011)
3,7
3,5
3,9
Prestígio
3,9
3,7
3,9
Confiança
4,0
3,5
3,8
Dinamismo
3,4
3,4
3,6
Vertente
Tabela 3-6 Comparação do serviço prestado (Clientes não residenciais)
34
35
3.2. Qualidade de serviço comercial
são plenamente cumpridos por parte da EDA,
havendo mesmo alguns indicadores que superaram os valores obtidos no ano anterior. Tal
como do ponto de vista da gestão do sistema
electroprodutor, como da perspetiva do relacionamento comercial, a existência de 9 ilhas
representa dificuldades acrescidas. A dispersão de recursos humanos e a necessidade
destes desempenharem múltiplas tarefas, por
vezes em distintas áreas de negócio, são fatores determinantes no desempenho qualitativo
do serviço prestado. Em algumas ilhas estes
recursos são escassos, sendo que determinadas contingências, como por exemplo o absentismo por razões de saúde (ou outras), são
obstáculos delimitadores ao normal funcionamento dos serviços e ao cumprimento dos
padrões de qualidade estabelecidos.
3.2.1. Indicadores gerais
Os indicadores gerais de qualidade de serviço
comercial estabelecem o nível mínimo de
qualidade de serviço a assegurar pelos operadores de rede/comercializadores, permitindo ao mesmo tempo avaliar o desempenho,
neste caso da EDA, relativamente ao relacionamento comercial que tem com os seus
clientes. Na Tabela 3-7 são apresentados os
indicadores estabelecidos e quantificados no
artigo 30º do RQS em vigor e as respetivas
realizações. A EDA apenas tem contratos com
clientes vinculados, pelo que não apresenta
qualquer indicador para clientes não vinculados. De acordo com a tabela seguinte, podemos constatar que, em 2011, todos os indicadores da qualidade de serviço comercial
I ndicadores Gerais
Percentagem de orçamentos de ramais e chegadas
em BT dev erão ser elaborados até 20 dias úteis.
Percentagem dos ramais e chegadas em BT dev erão
ser executados até 20 dias úteis.
Padrão
(%)
Realização Realização Realização
2009 (%)
2010 (%)
2011 (%)
95
98,4
98,9
99,7
95
98,0
98,2
98,5
90
99,9
100,0
99,7
90
100,0
96,6
98,5
80
93,2
94,0
93,8
80
99,1
98,8
99,4
95
99,5
99,5
99,4
90
100,0
100,0
99,4
98
98,8
98,9
98,7
Percentagem de ligações à rede de instalações de BT
que dev erão ser executadas até 2 dias úteis, após
celebração do contrato de fornecimento de energia
eléctrica.
até 20 minutos nos centros de atendimento
até 60 segundos, no atendimento telefónico centralizado.
Percentagem de clientes com tempo de reposição de
serv iço até 4 horas, na sequência de interrupções de
fornecimento acidentais.
Percentagem de reclamações apreciadas e respondidas
até 15 dias úteis.
Percentagem de pedidos de informação, apresentados
por escrito, respondidos até 15 dias úteis.
Percentagem de clientes de BT cujo contador tenha sido
objecto de pelo menos uma leitura durante o último ano
civ il.
Tabela 3-7 Indicadores gerais do relacionamento comercial
Percentagem de orçamentos de ramais
de baixa tensão elaborados no prazo
máximo de 20 dias úteis
Atendendo ao ponto 7.3.1. do Anexo 7 do
RQS, para o cálculo deste indicador estão
excluídos os casos de inexistência de rede de
distribuição no local onde se situa a instalação
de utilização a alimentar, assim como, os casos em que existindo rede, seja necessário
reforçar a mesma.
Os desvios do indicador em estudo verificados
em 2011, entre a realização e o padrão exigido pelo RQS (95%), estão representados no
Gráfico 3-18.
Através da análise do seguinte gráfico, podemos concluir que o padrão exigido pelo
RQS foi plenamente cumprido em todas as
ilhas, sendo que, na ilha com resultado menos
expressivo (Santa Maria), ainda assim, este
padrão é ultrapassado em 4,43 pontos percentuais. É importante salientar que 5 das 9
ilhas (Graciosa, São Jorge, Faial, Flores e Corvo) ultrapassaram o padrão em 5 pontos percentuais, ou seja, obtiveram 100% de eficácia.
No geral, verifica-se um acréscimo de 4,70%
face aos 95% exigidos pelo RQS, pois, dos 5602
orçamentos que foram solicitados, 5585 foram
respondidos dentro do prazo dos 20 dias úteis.
…………………………………………………………………………………………………………………………………
100%
99%
98%
97%
96%
95%
94%
93%
92%
Santa
Maria
São
Terceira Graciosa São
Miguel
Jorge
Pico
Faial
Flores
Corvo
EDA
Gráfico 3-18 Elaboração de orçamentos de pedidos de fornecimento de energia
Percentagem de ramais de baixa tensão
executados no prazo máximo de 20 dias
úteis
se situa a instalação de utilização a alimentar,
bem como os casos em que, existindo rede,
seja necessário proceder ao seu reforço.
No cálculo do indicador “Percentagem de
ramais de baixa tensão executados no prazo
máximo de 20 dias úteis”, e de acordo com o
ponto 7.3.1 do anexo 2 do RQS, só devem ser
considerados os tempos que decorrem desde
a data em que são acordadas as condições
económicas de realização dos trabalhos até à
sua conclusão, excluindo-se os casos de inexistência de rede de distribuição no local onde
No Gráfico 3-19, podemos observar as diferenças entre a realização e o padrão exigido
no RQS (95%) relativamente ao indicador
“Percentagem de ramais de baixa tensão
executados no prazo máximo de 20 dias
úteis”.
Analisando o gráfico seguinte, podemos concluir que o padrão exigido pelo RQS foi supe-
36
rado em todas as ilhas, sendo que, em 4 das 9
ilhas (Santa Maria, Graciosa, Faial e Corvo)
esse padrão foi suplantado em 5 pontos percentuais, demonstrativo da eficácia da EDA
nessas ilhas.
Globalmente, a realização por parte da EDA
ultrapassou o limite mínimo exigido em 3,48%,
resultado da execução atempada de 5235
ramais, dos 5316 solicitados.
…………………………………………………………………………………………………………………………………
100%
99%
98%
97%
96%
95%
94%
93%
92%
Santa
Maria
São
Miguel
Jorge
Pico
Faial
Flores
Corvo
EDA
Gráfico 3-19 Execução de pedidos de fornecimento de energia
Percentagem de ativações de fornecimento de instalações de baixa tensão,
executadas no prazo máximo de dois
dias úteis após a celebração do contrato
de fornecimento de energia elétrica
Está estabelecido no ponto 7.3.2 do Anexo 7
do RQS que para o cálculo deste indicador
não são consideradas as ligações em que o
cliente solicite uma data de ligação posterior
aos dois dias úteis regulamentarmente estabelecidos e também não são consideradas situações onde a ligação não é executada por
facto imputável ao cliente. Por outro lado, no
seu cálculo apenas são tidas em conta as
situações em que o ramal já se encontra estabelecido, que envolvam somente a colocação ou operação de órgãos de corte ao
nível da portinhola, da caixa de coluna, a
ligação ou montagem do contador de ener-
gia elétrica e do disjuntor de controlo de potência, ou ainda situações onde o contador já
está montado.
As variações verificadas entre a realização e o
padrão exigido no RQS (90%) relativamente a
este indicador podem ser observadas no Gráfico 3-20.
Constatamos assim que o padrão estipulado
foi largamente ultrapassado, verificando-se
que em 4 das 9 ilhas, foi atingido o máximo de
excelência e rigor possíveis.
Como síntese, e sabendo que 3390 das 3401
ligações à rede de BT que foram solicitadas
ficaram executadas dentro dos 2 dias úteis
exigidos após a celebração do contrato, verifica-se um extraordinário resultado de realização na ordem dos 99,68% (correspondendo a
9,68% acima do padrão exigido).
37
38
100%
98%
96%
94%
92%
90%
88%
86%
84%
Santa
Maria
São
Miguel
Jorge
Pico
Faial
Flores
Corvo
EDA
Gráfico 3-20 Tempo médio de ligação
Percentagem de atendimentos com
tempos de espera até 20 minutos nos
centros de atendimento
Conforme o estipulado no ponto 7.3.3 do
Anexo 7 do RQS e no caso concreto do atendimento presencial dos centros de atendimento, o cálculo do respetivo indicador é determinado pelo tempo que medeia entre o instante em que a senha é retirada, sendo atribuído o número de ordem, e o início do atendimento (informação retirada do Inquérito de
Satisfação dos Clientes). Este deve ser calcu-
lado para cada um dos três centros de atendimento com maior número de utentes. Logo,
a análise irá recair nas ilhas de São Miguel e
Terceira, pois é nestas ilhas que se encontram
os centros de atendimento com maior fluxo
de clientes.
A análise do Gráfico 3-21, que representa os
desvios da realização face ao padrão exigido
no RQS (90%), permite-nos concluir que a EDA
não só cumpriu o limite estabelecido, como
chegou a ultrapassá-lo em 8,49 pontos percentuais.
39
100%
98%
96%
94%
92%
90%
88%
86%
84%
Matriz de Ponta
Delgada
Angra do Heroísmo
Ribeira Grande
Total Lojas
Gráfico 3-21 Tempo de espera nos centros de atendimento até 20 minutos
o padrão estabelecido regulamentarmente
(80%) no indicador “Atendimentos com tempos de espera até 60 segundos no atendimento telefónico centralizado”, concluímos que o
padrão estipulado foi plenamente cumprido.
Globalmente, o padrão foi ultrapassado em
13,76 pontos percentuais, o que corresponde
ao atendimento de 206 047 chamadas (para
um total de 219 750), num espaço temporal
inferior a 60 segundos.
Percentagem de atendimentos com
tempos de espera até 60 segundos no
atendimento telefónico centralizado
O disposto no ponto 7.3.3 do Anexo 7 do RQS
diz-nos que o indicador relativo ao atendimento telefónico é determinado tendo em
conta o tempo que decorre entre o primeiro
sinal de chamada e o instante em que a
chamada é atendida.
Considerando que o Gráfico 3-22 representa
as diferenças verificadas entre a realização e
100%
90%
80%
70%
60%
50%
40%
30%
20%
10%
0%
Jan
Fev
Mar
Abr
Mai
Jun
Jul
Ago
Set
Out
Nov
Gráfico 3-22 Atendimento telefónico com tempos de espera inferiores a 60 segundos
Dez
Percentagem de clientes com tempo de
reposição de serviço até 4 horas, na sequência de interrupções de fornecimento
acidentais
Está estipulado no ponto 7.3.4 do Anexo 7 do
RQS que, para o cálculo do indicador “Percentagem de clientes com tempo de reposição de serviço até 4 horas, na sequência de
interrupções de fornecimento acidentais”,
apenas deve ser considerada a reposição de
serviço na sequência de interrupções longas
com causas imprevistas.
Pelos desvios existentes entre a realização e o
limite imposto no RQS (80%), é possível constatar (Gráfico 3-23) que, para o indicador em
estudo, o padrão regularmente determinado
foi largamente superado. Em 2011 foram verificadas cerca de 871 427 interrupções em
clientes da EDA, nas condições anteriormente
descritas, sendo que, destas, apenas 4 844
tiveram tempos de reposição superiores ao
estipulado pelo RQS, o que perfaz uma realização de excelência atingindo o valor de
99,44%. Este valor inclui interrupções em instalações de iluminação pública.
…………………………………………………………………………………………………………………………………
100%
90%
80%
70%
60%
50%
40%
30%
20%
10%
0%
Santa
Maria
São
Miguel
Jorge
Pico
Faial
Flores
Corvo
EDA
Gráfico 3-23 Percentagem de clientes com reposição de serviço até 4 horas
Percentagem de reclamações apreciadas e respondidas até 15 dias úteis
No cálculo deste indicador devem ser consideradas todas as reclamações apresentadas,
sejam elas de natureza comercial ou técnica,
de acordo com o estabelecido no ponto 7.3.5
do Anexo 7 do RQS.
Analisando o Gráfico 3-24, onde se encontram
visíveis as variações existentes entre a realização e o padrão estabelecido no RQS (95%) do
indicador em estudo, chegámos à conclusão
de que, com exceção das ilhas de São Miguel
e Terceira, o padrão foi ultrapassado em 5
pontos percentuais, demonstrando assim mais
uma vez que a procura da perfeição é o limite.
Olhando para a Região como um todo, apuramos que o desempenho realizado levou a
que fossem alcançados os 99,37%, sendo que,
1420 das 1429 reclamações apresentadas
foram apreciadas e respondidas dentro do
prazo estipulado pelo RQS.
40
41
100%
99%
98%
97%
96%
95%
94%
93%
92%
Santa
Maria
São
Miguel
Jorge
Pico
Faial
Flores
Corvo
EDA
Gráfico 3-24 Percentagem de reclamações apreciadas e respondidas até 15 dias úteis
Percentagem de pedidos de informação,
apresentados por escrito, respondidos até
15 dias úteis
Relativamente aos pedidos de informação
recebidos pela Empresa por escrito, o RQS
estabelece que 90% destes pedidos sejam
respondidos até 15 dias úteis.
Sabendo que o padrão estipulado pelo RQS
para este indicador é de 90% e os desvios
entre a realização e o padrão exigido
(Gráfico 3-25) são iguais a 10%, com exceção
das ilhas de São Miguel (99,44%), Pico (96,97%)
e a ilha do Corvo onde não se registam pedidos de informação, concluímos que, nas restantes ilhas que fazem parte da Região Autónoma dos Açores não só se regista o cumprimento integral do respetivo limite mínimo regulamentar, como se verifica que todos os
pedidos de informação recebidos foram respondidos antes dos 15 dias úteis.
42
100%
90%
80%
70%
60%
50%
40%
30%
20%
10%
0%
Santa
Maria
São
Miguel
Jorge
Pico
Faial
Flores
Corvo
EDA
Gráfico 3-25 Percentagem de pedidos de informação respondidas até 15 dias úteis
Percentagem de clientes de baixa tensão
normal cujo contador tenha sido objeto
de pelo menos uma leitura durante o
último ano civil
transporte e distribuição e pelo cliente. As
segundas habitações em que o contador não
se encontra disponível para a leitura, não são
consideradas no seu cálculo, conforme estabelecido regularmente.
Tal como disposto no ponto 7.3.6 do Anexo 7
do RQS e para clientes com potência contratada igual ou inferior a 41,4 kVA, para o cálculo deste indicador são consideradas as leituras
efetuadas pela entidade concessionária do
Nos termos do RQS, os contadores dos clientes
BT com potência contratada inferior a 41,4
kVA, devem ser lidos uma vez por cada ano
civil.
I lha
Contadores não lidos
Santa Maria
31
São Miguel
799
Terceira
380
Graciosa
14
São Jorge
133
Pico
80
Faial
123
Flores
3
Corv o
0
EDA
1.563
Tabela 3-8 Contadores não lidos
De acordo com as variações entre a realização e o limite estabelecido regulamentarmente (98%) para o indicador “Clientes de baixa
tensão normal cujo contador tenha sido
objeto de pelo menos uma leitura durante o
último ano civil”, patentes no Gráfico 3-26,
constata-se que para a Região o padrão foi
exemplarmente cumprido, com exceção da
ilha do São Jorge, onde a sua realização ficou
aquém do padrão por escassos 0,40 pontos
percentuais.
100,0%
99,5%
99,0%
98,5%
98,0%
97,5%
97,0%
96,5%
96,0%
Santa
Maria
São
Miguel
Terceira Graciosa São Jorge
Pico
Faial
Flores
Gráfico 3-26 Contadores BTN com uma Leitura - 4º trimestre
Corvo
EDA
43
44
3.2.2. Indicadores Individuais
Os indicadores individuais de relacionamento
comercial permitem caracterizar e avaliar o
desempenho dos serviços que a entidade
concessionária tem de assegurar para cada
cliente. O artigo 37º do Regulamento de Qualidade de Serviço estabelece os níveis mínimos
exigidos, estando subjacente o pagamento
de uma compensação monetária pelo incumprimento dos mesmos. O pagamento da
I ndicadores I ndiv iduais
Visitas às instalações dos clientes
referida compensação deve ser efetuado na
primeira fatura emitida até 45 dias úteis após a
data da ocorrência do facto que originou o
direito à compensação. Podemos observar,
na Tabela 2.9, os indicadores individuais da
qualidade no relacionamento comercial do
serviço prestado a avaliar:
Padrões
Cumprimento do interv alo de 3 horas combinado
para a realização da v isita
Início da interv enção nos seguintes prazos máximos:
Assistência técnica após comunicação, pelo cliente, de - Clientes de baixa tensão (BT):
av aria na sua alimentação indiv idual de energia
· Zonas A e B - quatro horas;
eléctrica.
· Zonas C - cinco horas;
· Restantes clientes - quatro horas.
Retoma do fornecimento nos seguintes prazos máximos:
Retoma do fornecimento de energia eléctrica após
suspensão do serv iço por facto imputáv el ao cliente.
·Até às 17 horas do dia seguinte àquele em que
se v erificou a regularização da situação, no caso dos
clientes de BT;
·No período de 8 horas, a contar do momento.
de regularização da situação, para os restantes clientes.
Tratamento de reclamações - Facturação ou Cobrança,
características técnicas da tensão e funcionamento do Apreciação no prazo máximo de 15 dias úteis
equipamento de contagem.
Tabela 3-9 Indicadores individuais e padrões da qualidade do comercial
tes que não terão outra alternativa senão a
de faltarem ao serviço ou a solicitarem dispensa do mesmo. A realidade da Região Autónoma dos Açores, onde as acessibilidades
são facilitadas (distâncias mais curtas a cumprir), permitem à maioria dos clientes optar por
esta última prerrogativa. Com estas medidas
procura-se otimizar o funcionamento das
equipas, evitando-se deslocações infrutíferas
às instalações dos clientes, possíveis atrasos
nas visitas às instalações de outros clientes,
bem como esperas excessivas por parte destes.
Visitas às instalações dos clientes
Faz parte do procedimento corrente da estrutura de atendimento da EDA, informar os clientes no que se refere ao direito de opção
que lhes assiste para poderem optar pela
marcação de uma ordem programada
(OPCC – Ordem programada com os Clientes), que assegure um intervalo de três horas,
durante o qual os técnicos ao serviço da EDA
garantirão a sua presença para a realização
de qualquer trabalho que exija, também, a
presença dos clientes nos locais da instalação. Como opção, a EDA também informa
que os clientes poderão preferir serem contactados imediatamente antes de se dirigirem
à instalação, combinando uma hora que
possa melhor servir ambas as partes, evitando
esperas prolongadas e situações de absentismo que poderão sobretudo penalizar os clien-
Durante o ano de 2011, e considerando o
procedimento descrito, não se verificaram
visitas às instalações dos clientes fora do intervalo de 3 horas previsto no RQS.
…………………………………………………………………………………………………………………………………
Responsabilidade do fora de
interv alo
OPCC
Quantidade
Fora de interv alo
EDA
Cliente
Santa Maria
0
0
0
0
São Miguel
39
0
0
0
Terceira
32
0
0
0
Graciosa
0
0
0
0
São Jorge
1
0
0
0
Pico
3
0
0
0
Faial
8
0
0
0
Flores
19
0
0
0
Corv o
1
0
0
0
Totais
103
0
0
0
I lha
Tabela 3-10 Ordens programadas com o cliente
Assistência técnica após comunicação,
pelo cliente, de avaria na sua alimentação individual de energia elétrica
Sempre que a entidade concessionária do
transporte e distribuição tenha conhecimento
de avarias na interrupção da alimentação
individual de energia elétrica dos seus clientes,
deve dar início à intervenção dos trabalhos
com o objetivo do seu restabelecimento no
máximo de 4 horas, para clientes de baixa
tensão das zonas de qualidade de serviço A e
B, 5 horas se for da zona C. Em 2011 foram
45
identificadas 65 situações de incumprimento,
35 clientes BTN com potência <=20,7 kVA e 5
clientes BTE com potência => 20,7 kW, tendo
sido efetuado o pagamento de compensações no montante de 650,00€, sendo que as
restantes 25 situações de incumprimento não
foram compensadas por ter havido acordo
com o cliente para a execução dos trabalhos
num período que excedia os tempos previstos.
Se a comunicação da avaria à entidade
concessionária do transporte e distribuição for
efetuada fora do período das 8 às 23 horas, os
prazos atrás indicados apenas começam a
contar a partir das 8 horas da manhã seguinte. De salientar que, se a avaria comunicada
à entidade concessionária se situar na instalação individual do cliente e for da sua responsabilidade, a entidade pode exigir-lhe o pagamento de uma quantia referente à deslocação efetuada (preço regulado). Assim, e
de acordo com a Tabela 3-11, durante o ano
de 2011 faturaram-se 1049 avarias comunicadas que se situaram na instalação do cliente,
sendo 1030 referentes a clientes BTN, 17 a clientes BTE e 2 a clientes MT. Estas avarias deram origem a uma compensação de 8
286,13€ a favor da EDA, dos quais 8 150,00€
são provenientes de consumidores de baixa
tensão (BTN – 7 725,00€ e BTE – 425€) e 136,13€
de consumidores de média tensão.
…………………………………………………………………………………………………………………………………
BTN
I lha
BTE
MT
Número
Valor (€)
Número
Valor (€)
Número
Valor (€)
Santa Maria
35
262,50
0
0,00
0
0,00
São Miguel
304
2280,00
4
100,00
1
75,00
Terceira
507
3802,50
6
150,00
0
0,00
Graciosa
15
112,50
0
0,00
0
0,00
São Jorge
42
315,00
4
100,00
1
61,13
Pico
41
307,50
3
75,00
0
0,00
Faial
64
480,00
0
0,00
0
0,00
Flores
18
135,00
0
0,00
0
0,00
Corv o
Total EDA
4
30,00
0
0,00
0
0,00
1030
7725,00
17
425,00
2
136,13
Tabela 3-11 Compensações pagas pelos clientes
Retoma do fornecimento de energia elétrica após suspensão do serviço por facto
imputável ao cliente
O RQS define os factos imputáveis aos clientes
que podem levar à suspensão do fornecimento de energia elétrica. Uma vez ultrapassada
a situação que levou à suspensão do serviço e
liquidados os pagamentos determinados legalmente, o RQS estabelece um prazo máximo para a entidade concessionária de transporte e distribuição restabelecer o fornecimento de energia elétrica.
Pela análise da Tabela 3-12, verifica-se que
foram efetuadas 12 085 reposições do fornecimento de energia elétrica, após suspensão
46
do serviço por facto imputável ao cliente, não
existindo situações de incumprimento do pra-
47
zo estipulado pelo RQS.
Número
Fora do prazo (Nº)
Dentro do prazo (Nº) Dentro do prazo (%)
Santa Maria
266
0
266
100%
São Miguel
5417
0
5417
100%
Terceira
3422
0
3422
100%
Graciosa
265
0
265
100%
São Jorge
463
0
463
100%
Pico
1141
0
1141
100%
Faial
938
0
938
100%
Flores
156
0
156
100%
Corv o
17
0
17
100%
EDA
12085
0
12085
100%
I lha
Tabela 3-12 Retoma do fornecimento de energia elétrica após suspensão do serviço por facto imputável ao cliente
Tratamento de Reclamações relativas a
Faturação e Cobranças
Sempre que um cliente da concessionária do
transporte e distribuição da RAA apresentar
uma reclamação relativa a faturação ou cobrança, o RQS obriga a entidade concessionária de transporte e distribuição a apreciar e
informar o cliente do resultado da apreciação
ou propor uma reunião de forma a promover
o completo esclarecimento do assunto, no
prazo máximo de 15 dias, após a data de
receção da reclamação.
I lha
Santa Maria
São Miguel
Terceira
Graciosa
São Jorge
Pico
Faial
Flores
Corv o
Total EDA
Grupo de
Acção
Facturação
Entradas Respondidas
1
Cobrança
Facturação
2
Cobrança
Facturação
37
Cobrança
Facturação
Respondidas dentro Respondidas fora
Pendentes
do prazo do RQS do prazo do RQS
1
1
0
0
2
2
0
0
37
37
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
26
25
Cobrança
0
0
0
Facturação
0
0
0
Cobrança
0
0
0
1
1
1
0
0
Facturação
4
4
4
0
0
Cobrança
3
3
3
0
0
Facturação
5
5
5
0
0
Cobrança
1
1
1
0
0
Facturação
0
0
0
Cobrança
0
0
0
Facturação
27
De acordo com a Tabela 3-13, e da totalidade das 81 reclamações recebidas, verifica-se
apenas um caso de uma reclamação respondida fora do prazo e outra que ficou pendente. Ambas as situações tiveram origem na
ilha Graciosa.
Cobrança
1
0
1
0
0
Facturação
77
76
75
1
1
Cobrança
4
4
4
0
0
Tabela 3-13 Tratamento de reclamações relativas a faturação e cobrança
48
49
I lha
Entradas
Santa Maria
Respondidas
Respondidas fora
do prazo do RQS
0
Respondidas dentro
do prazo do RQS (%)
Pendentes
0
0
São Miguel
31
31
0
31
0
Terceira
20
20
0
20
0
0
0
Graciosa
0
São Jorge
1
1
0
1
0
Pico
1
1
0
1
0
Faial
1
1
0
1
0
Flores
1
1
0
1
0
55
55
0
55
0
Corv o
Total EDA
Tabela 3-14 Reclamações relativas às características técnicas da tensão
Reclamações relativas às Características
Técnicas da Tensão
Reclamações relativas a sistemas de contagem
Está estabelecido no artigo 43º do RQS que a
entidade concessionária do transporte e distribuição deve dar resposta, por escrito, ao
cliente que efetuou o tratamento da reclamação, considerando a reclamação improcedente ou justificando a falta de qualidade
da tensão de alimentação, junto com as
ações corretivas e o seu prazo de implementação. A EDA promoverá sempre uma visita à
instalação do cliente de forma a verificar a
qualidade da tensão e analisar a eventual
causa do sucedido. Estas ações devem ser
implementadas dentro do prazo de 15 dias
úteis, após receção da reclamação.
Todas as reclamações relativas ao funcionamento do equipamento de contagem devem
ser acompanhadas da descrição de factos
que coloquem em evidência a possibilidade
do equipamento estar a funcionar fora das
margens de erro admitidas regulamentarmente. A entidade concessionária do transporte e
distribuição deve proceder à verificação dos
factos na instalação do cliente num prazo
máximo de 15 dias úteis.
Quanto ao indicador em estudo, e segundo a
Tabela 3-14, constata-se que na sua totalidade, as reclamações relativas às características
técnicas da tensão foram respondidas dentro
do prazo estipulado pelo RQS.
Através da análise da Tabela 3-15, e apesar
de existirem duas reclamações relativas ao fim
do período de 2011 que ainda estão pendentes, verifica-se que todas as reclamações foram respondidas dentro do prazo estabelecido. Assim, conclui-se que das 90 reclamações
respondidas dentro do prazo, 3 reclamações
haviam transitado do fim do período do ano
de 2010.
50
I lha
Santa Maria
São Miguel
Terceira
Graciosa
São Jorge
Pico
Faial
Flores
Corv o
Total EDA
Grupo de
acção
Sistema de
Contagem
Sistema de
Contagem
Sistema de
Contagem
Sistema de
Contagem
Sistema de
Contagem
Sistema de
Contagem
Sistema de
Contagem
Sistema de
Contagem
Sistema de
Entradas Respondidas
3
4
0
4
0
46
44
0
44
2
21
21
0
21
0
0
0
0
2
3
0
3
0
11
12
0
12
0
4
4
0
4
0
2
2
0
2
0
0
0
90
2
0
Contagem
Sistema de
Contagem
Respondidas fora Respondidas dentro
Pendentes
do prazo do RQS do prazo do RQS (%)
89
90
0
Tabela 3-15 Reclamações relativas a sistemas de contagem
51
3.3. Clientes com necessidades especiais
O Regulamento da Qualidade de Serviço
estabelece nos artigos 27º, 28º e 29º, um conjunto de regras destinadas a acautelar um
relacionamento comercial com qualidade
entre
os
operadores
de
rede/comercializadores e os clientes especiais.
vista à recolha de mais informação correlacionada. Em simultâneo com as ações acima
descritas, encontram-se disponíveis em todos
os centros de atendimento comercial, folhetos
informativos e impressos de registo para clientes com necessidades especiais.
Na tentativa de manter a base de dados comercial o mais atualizada possível, a EDA,
para além de manter os contactos anteriormente estabelecidos com um vasto conjunto
de associações de deficientes, encontra-se
também a validar todos os dados fornecidos,
previamente, pelas mesmas. Não obstante, a
EDA continua a desenvolver esforços junto da
Direção Regional de Solidariedade e Segurança Social e de outras entidades representativas dos interesses dos clientes alvo, com
Apesar de todos os esforços desenvolvidos no
sentido de ter o máximo de informação em
relação aos seus clientes com necessidades
especiais, a EDA não tem obtido a reciprocidade necessária e legitimamente esperada
da parte dos clientes, o mesmo acontecendo
em relação às suas instituições representativas.
Na Tabela 3-16, encontra-se disposto o número de clientes registado com necessidades
especiais.
Motores c\
Ilha
Concelho
Auditiv os
cadeiras de
Visuais
rodas
Santa Maria
São Miguel
Terceira
Graciosa
São Jorge
Pico
Vila do Porto
Dependentes de
Total
equipamentos médicos
1
1
2
Ponta Delgada
1
25
11
37
Lagoa
1
6
1
8
Vila Franca do Campo
0
0
Pov oação
0
0
Nordeste
1
0
1
Ribeira Grande
5
2
7
2
6
9
2
1
3
0
0
Angra do Heroismo
1
Praia da Vitoria
Santa Cruz da Graciosa
Calheta S. Jorge
1
Velas
Lajes do Pico
Madalena
4
0
1
3
3
6
1
1
2
1
0
5
0
0
5
3
8
São Roque do Pico
Faial
Horta
Flores
Stª. Cruz das Flores
0
0
Lajes das Flores
0
0
Corv o
Total EDA
Vila Nov a do Corv o
0
3
5
52
29
Tabela 3-16 Número de clientes com necessidades especiais registados
0
89
3.4. Ações mais relevantes para garantia da qualidade de serviço
de âmbito comercial
Política da Qualidade
Decorrente do processo de confirmação e
acompanhamento da condição de empresa
acreditada segundo a norma ISO 9001/2008,
foram realizadas, como habitualmente, várias
auditorias, incluindo a auditoria externa de
acompanhamento, levada a efeito pela SGS
ICS, com vista a confirmar o desempenho da
empresa em matéria de comercialização de
energia, potência e serviços conexos, sendo
os resultados inteiramente demonstrativos da
excelência dos serviços oferecidos pela EDA.
Importa reforçar a ideia de que a Certificação da atividade comercial, tem permitido,
ano após ano, encontrar métodos e processos
de trabalho que conduzem à manutenção de
elevados índices de confiança e satisfação
plena das necessidades e expectativas dos
clientes, ao mesmo tempo que assegura, de
forma clara e tangível, a obtenção de indicadores de qualidade de serviço demonstrativos
da vitalidade e maturidade que são condição
indispensável para o reconhecimento do desempenho de uma empresa regulada.
Foram reforçadas as iniciativas de gestão,
particularmente em matéria de atendimento,
visando privilegiar a proatividade no apoio às
decisões dos clientes, em particular no que se
refere às opções tarifárias a seguir, disponibilizando, nesse domínio, a realização de simulações que projetam consumos e faturação de
energia e potência com base em histórico de
consumos devidamente consolidados e verificados. Como consequência destas ações
orientadas para o cliente, atingimos excelentes resultados, cujo exemplo é a adesão massiva à tarifa tri-horária, terminando 2011 com
cerca de 11 000 clientes, representando 10,5%
do universo de clientes (3.45 kVA a 17.25 kVA),
onde se incluem a quase totalidade dos nossos clientes domésticos.
Outra meta importante foi o da conclusão do
processo de Acreditação do LCEE – Laboratório de Contadores de Energia Elétrica a cargo
do Instituto Português de Acreditação (IPAC),
que formalmente reconheceu aquela nossa
instalação, como Organismo Nacional de
Acreditação segundo norma NP EN ISO/IEC
17025. A acreditação concedida demonstra a
competência técnica para a realização de
ensaios de contadores de energia elétrica
conforme procedimentos aplicáveis no sistema de gestão de qualidade.
Autonomização da Plataforma aplicacional de gestão Comercial
Culminando o processo de upgrade da aplicação de gestão comercial SAP IS-U, a EDA
tomou a decisão de avançar com a autonomização do processo de exploração de infraestruturas e manutenção corretiva e aplicacional de toda a plataforma comercial, incluindo, para além da aplicação base, a adoção
do novo sistema SDD – Sistema de Débito Direto, o qual permite uma parametrização à
medida da vontade do cliente no que se
refere a limites de montantes e calendarização de pagamentos.
Avaliação do grau de satisfação dos clientes
Apesar das limitações decorrentes de uma
atividade que prima pela sistemática redução
de custos, a verdade é que os estudos de
opinião (inquérito de satisfação de clientes),
continuam a registar resultados demonstrativos do elevado grau de reconhecimento dos
clientes pelo trabalho desenvolvido pela EDA,
continuando a conferir à EDA uma posição de
cimeira e relevo enquanto empresa prestadora de um serviço público de enorme relevância e impacto no desenvolvimento económi-
52
co e nos níveis de conforto e segurança dos
Açorianos.
EDA Online e fatura eletrónica
Desde finais de 2011 que a EDA disponibiliza,
on-line, uma área acessível a todos os seus
clientes de baixa tensão normal (BTN), onde,
para além da comunicação das leituras do
seu contador, é possível aceder, em tempo
real, a muitas outras informações úteis, como
seja consultar e alterar os contratos de fornecimento de energia que possuem em seu
nome, visualizar as respetivas faturas, acompanhar o histórico de leituras e de consumos,
bem como consultar a sua conta corrente.
Dadas as suas várias funcionalidades, aliada à
comodidade que esta ferramenta oferece, a
EDA tem vindo a efetuar o pré-registo de todos os clientes que dispõem já na base de
dados da EDA de um endereço eletrónico
válido, sem prejuízo da iniciativa dos clientes
que podem registar-se através do nosso site:
www.eda.pt.
Também, no último trimestre de 2011, a EDA
colocou à disposição dos seus clientes BTN a
possibilidade de adesão ao envio da sua fatura de energia elétrica por via eletrónica (por
e-mail), em substituição da fatura em papel,
permitindo ao cliente rececionar a mesma
num curto espaço de tempo, ao mesmo tempo que contribui para aliviar os custos levados
à tarifa e a preservar o ambiente.
Novo fardamento dos Atendedores EDA
Em 2011 a EDA optou por dotar todos os
atendedores comercias (de “front office”), na
sua rede de Lojas próprias, de um novo fardamento, alinhado com a sua imagem corporativa e em linha com o amadurecimento já
alcançado no atendimento, que é condição
fundamental para o reconhecimento do bom
desempenho de uma “utility” do ramo elétrico.
53
54
55
4. Continuidade de serviço
Ao nível da continuidade de serviço, a qualidade é aferida através de indicadores gerais
para as redes de transporte, de distribuição
em média tensão e distribuição em baixa
tensão e indicadores individuais.
da RAA. Face a 2010 verifica-se uma redução
em cerca de 16% do número de situações
que originaram interrupções, quer com origem na produção quer nas redes.
O ano de 2011 revela uma melhoria significativa da continuidade de serviço prestada na
Região Autónoma dos Açores.
Das referidas ocorrências cerca de 67% são
ocorrências previstas por razões de serviço ou
por acordo com o cliente. Cerca de 33% das
ocorrências são imprevistas, sendo que 20%
são por causas próprias.
Neste capítulo apresentam-se os indicadores
gerais e individuais de continuidade de serviço, com diversas desagregações para melhor compreensão das origens e causas das
interrupções verificadas. Os indicadores referenciados são apresentados com detalhe em
ficheiro anexo (Anexo III).
As ocorrências registadas durante 2011 deram origem a cerca de 24 mil interrupções
em PdE da rede de distribuição MT, que representa uma expressiva redução face a
2010, em cerca de 39%.
Na Região existem três níveis de qualidade
de serviço, definidos no regulamento da
qualidade de serviço, designadamente:
zonas do tipo A, B e C. Verifica-se uma forte
concentração de PdE em zonas do tipo C
(77%).
4.1. Resumo 2011
Em 2011 registaram-se 1610 ocorrências que
afetaram os PdE da rede de distribuição MT
Para as interrupções longas não tendo como
origem os centros produtores verifica-se uma
redução da mesma ordem de grandeza,
cerca de 39.
Verifica-se o cumprimento dos padrões estabelecidos, concretizando uma melhoria geral
ao longo dos últimos três anos dos indicadores de continuidade de serviço.
A nível individual, os padrões estabelecidos
foram cumpridos em todas as ilhas.
4.2. Rede de transporte
Açores
A rede de transporte da RAA, apenas existe
em três das nove ilhas do arquipélago, tem
catorze pontos de entrega (PdE): oito na ilha
de São Miguel, quatro na ilha Terceira e dois
na ilha do Pico.
Em 2011 verificaram-se 4 ocorrências que
afetaram estes PdE, com um total de 7 interrupções. Não se registaram quaisquer situações anómalas na ilha de São Miguel e apenas se registou uma ocorrência na ilha do
Pico. As demais ocorrências verificaram-se na
ilha Terceira.
Para a RAA, resultante de interrupções em
PdE das redes de transporte, apurou-se um
valor de ENF, em 2010, de 35,1 MWh. O TIE
destas redes atingiu os 26,6 minutos, verificando-se valores de 0,5 para o SAIFI, 47,8
minutos para o SAIDI e 91,5 minutos para o
SARI.
São Miguel
Na ilha de São Miguel, no decorrer de 2011,
não se verificaram interrupções dos PdE da
rede de transporte.
Terceira
No ano em análise verificaram-se três ocorrências que afetaram os PdE da rede de
transporte. Essas ocorrências resultaram em 6
interrupções em pontos de entrega, e nos
seguintes indicadores: 34,6 MWh de ENF, um
tempo de interrupção equivalente de 87,3
minutos, uma frequência média de interrupções do sistema de 1,5, uma duração média
das interrupções do sistema com 156,3 minutos e tempo médio de reposição de serviço
de 104,25 minutos.
Pico
No decorrer de 2011, registou-se 1 interrupção em PdE da rede de transporte da ilha do
Pico. Esta interrupção teve um valor de ENF
de 0,5 MWh e um TIE de 6 minutos. Os indicadores SAIFI e SARI foram de 0,5 interrupções e
15,6 minutos, respetivamente.
56
4.3. Região Autónoma dos
Açores
8025
57
Interrupções
Em 2011 verificacaram-se 23718 interrupções
nos pontos de entrega (PdE) da rede de
distribuição de média tensão das 9 ilhas do
arquipelago dos Açores. Nas zonas do tipo
A, verificaram-se 2403 interrupções, em
zonas do tipo B 304 e em zonas do tipo C,
foram registadas 21001 interrupções.
A maioria destas interrupções (64%) teve
duração superior a 3 minutos, classificandose como longas.
7233
As interrupções curtas com origem nos
centros produtores (849) deram-se quase
exclisivamente em zonas do tipo C,
devendo-se, maioritariamente, a razões de
segurança e causas próprias.
Neste
período,
ocorreram
total
de
7611interrupções curtas com origem nas
redes, a maioria devido a reengates em
resultado de defeitos transitórios (64%) e
também devidos a causas próprias (29%).
7611
Das 7233 interrupções longas com origem
em centros produtores, cerca de 87%
afetaram PdE de zonas do tipo C, na sua
maioria resultantes de causas próprias (79%).
Neste ano foram contabilizadas 8025
interrupções longas com origem nas redes,
51% das quais derivadas de causas próprias,
24% por razões de serviço e 23% resultantes
de casos fortuitos ou de força-maior.
849
23 718
Produção - Int. Curtas
Redes - Int. Curtas
Produção - Int. Longas
Interrupções Previstas
Acordo c/ cliente
Razões de serviço
Facto imputável ao cliente
Redes - Int. Longas
Interrupções Imprevistas
Fortuitas ou de força maior
Razões de segurança
Próprias
Reengate
58
2 403
314
21 001
778
94
7 153
779
165
6 289
715
54
6 842
1
1
717
Zona A
Zona B
Redes - Int. Curtas
Zona C
Acordo c/ cliente
Razões de serviço
Redes - Int. Longas
Próprias
Reengate
Tempo de interrupção equivalente da
potência instalada (TIEPI)
3:11:02
59
No ano de 2011, registou um TIEPI global
para a Região de 3 horas e 58 minutos. Nas
respetivas zonas de qualidade de serviço
registaram-se os seguintes valores para este
indicador: zona A, 2 horas e 23 minutos; zona
B, 1 hora e 24 minutos; zona C, 4 horas e 59
minutos.
O tempo de interrupção equivalente da
potência instalada para interrupções curtas
é muito baixo, não atingindo os 3 minutos.
Para interrupções longas com origem em
centros produtores, o TIEPI foi de 44 minutos,
maioritariamente por causas próprias.
0:43:31
O valor deste indicador para interrupções
longas, com origem nas redes, foi 3 horas e
11 minutos. Em zonas do tipo A atingiu as 2
horas, sendo que 40% resulta de casos
fortuitos ou de força-maior, 25% de
interrupções por causas próprias e 20 % por
acordo com o cliente. Em zonas do tipo B
51% do valor do indicador refere-se a
situações previstas por razões de serviço, 33%
a interrupções por acordo com o cliente, 9%
por factos imputáveis aos clientes e apenas
5% referente a situações originadas por
causas próprias.
0:02:16
Pela análise do valor do TIEPI da RAA de
2011, constata-se que os padõres previstos
regulamentarmente
foram
inteiramente
respeitados, nas três zonas de qualidade de
serviço.
0:00:42
3:57:31
Redes - Int. Curtas
Acordo c/ cliente
Razões de serviço
Redes - Int. Longas
Próprias
Reengate
60
2:22:53
1:24:15
1:59:41
0:40:50
4:00:33
0:22:10
0:42:03
0:54:05
0:00:41
0:01:21
0:03:07
0:00:01
0:00:01
0:00:56
Zona A
Zona B
Redes - Int. Curtas
Zona C
Acordo c/ cliente
4:58:42
Razões de serviço
Redes - Int. Longas
Próprias
Reengate
Duração média das interrupções do
sistema (SAIDI)
3:58:45
61
A duração média das interrupções de
pontos de entrega da rede de média tensão
da Região atingiu as 5 horas e 3 minutos,
variando entre 28 minutos em zonas do tipo
B a 4 horas e 32 minutos em zonas do tipo C.
As zonas do tipo A registaram um valor para
este indicador de 2 horas e 26 minutos.
As interrupções curtas, quer com origem em
centros produtores, quer com origem nas
redes, têm tempos médios de interrupção
irrelevantes.
1:00:33
As interrupções com origem em centros
produtores, de duração longa, tiveram uma
duração
média
de
1
hora,
predominantemente por causas próprias e
razões de segurança. Este valor reduz-se
significativamente em zonas doi tipo A e B
(com 31 e 45 minutos, respectivamente)
Relativamente às interrupções longas com
origem nas redes, registou-se um SAIDI de 3
horas e 58 minutos. Este indicador, referido a
zonas de qualidade do tipo A, foi de 2 horas
e 26 minutos, sendo resultante de casos
fortuitos ou de força-maior em 43% do seu
valor, de causas próprias
(28%) e
interrupções previstas por razões de serviço
(16%).
0:02:44
Face aos padrões definidos no regulamento
da qualidade de serviço para este indicador
e para a Região, constata-se o cumprimento
dos mesmos.
0:01:00
5:03:02
Redes - Int. Curtas
Acordo c/ cliente
Razões de serviço
Redes - Int. Longas
Próprias
Reengate
62
2:58:20
1:14:11
5:44:58
2:25:32
0:28:03
4:31:51
0:31:07
0:44:46
1:08:45
0:01:00
0:01:19
0:03:14
0:00:03
0:00:03
0:01:08
Zona A
Zona B
Redes - Int. Curtas
Zona C
Acordo c/ cliente
Razões de serviço
Redes - Int. Longas
Próprias
Reengate
Frequência média de interrupções do
sistema (SAIFI)
4,33
63
Nos Açores registaram-se no decorrer de
2011, cerca de 12,8 interrupções por PdE da
rede MT. Em zonas do tipo A, a frequência
de interrupções foi de 6,6, em zonas do tipo
B de 5,1 e em zonas do tipo C, de 14,7.
Neste período registou-se, em média, menos
de 0,5 interrupções por PdE, resultante de
interrupções curtas com origem em centros
produtores.
A frequência média de interrupções curtas
com origem nas redes foi de 4,1, em grande
parte por defeitos transitórios (reengates),
tendo-se verificado um peso relevante para
interrupções por causas próprias.
3,90
Os centros produtores foram responsáveis
por cerca de 3,9 interrupções por PdE da
rede MT, na maioria resultante de causas
próprias.
As interrupções longas com origem nas redes, resultaram num valor do indicador de
4,3. Cerca de 51% deste valor é consequência de causas próprias, verificando-se contributos expressivos de interrupções fortuitas
(23%) e razões de serviço (24%).
4,10
Os padrões definidos para o SAIFI da rede
MT da RAA foram totalmente respeitados.
0,46
12,79
Redes - Int. Curtas
Acordo c/ cliente
Razões de serviço
Redes - Int. Longas
Próprias
Reengate
64
6,59
5,07
14,71
2,13
1,51
5,01
2,14
2,67
4,41
1,96
0,87
4,79
0,02
0,02
0,50
Zona A
Zona B
Redes - Int. Curtas
Zona C
Acordo c/ cliente
Razões de serviço
Redes - Int. Longas
Próprias
Reengate
65
4.4. Santa Maria
4.4.1. Rede de distribuição em
média tensão
379
Durante 2011, na ilha de Santa Maria, embora se tenha verificado uma redução do número de ocorrências registadas em cerca
de 21%, relativamente a 2010, constatou-se
um aumento do número de interrupções em
PdE da rede MT, face a 2009, em cerca de
14%.
Interrupções
421
Na ilha de Santa Maria, verificaram-se, em
2011, 77 ocorrências que resultaram em interrupções de um ou mais PdE da rede MT
desta ilha.
No total registaram-se 946 interrupções em
PdE da rede MT, 85% das quais têm origem
nas redes.
Durante 2011, registaram-se 30 interrupções
curtas com origem em centros produtores,
80% por causas próprias e as demais por
razões de segurança. Ao nível das redes
foram registadas 116 interrupções curtas,
maioritariamente imprevistas por causas
próprias (72%), seguidas por interrupções
previstas por razões de serviço (31%).
116
No período em análise, contabilizaram-se
800 interrupções longas, 53% das quais com
origem em centros produtores e as demais
com origem nas redes ou em instalações de
clientes.
Das 421 longas interrupções com origem em
centros produtores registadas em 2011, 86%
tiveram causas próprias e 14% foram por
razões de segurança.
30
As interrupções longas em PdE da rede MT
que tiveram origem ao nível das redes tiveram igual distribuição entre situações previstas por razões de serviço e imprevistas por
causas próprias, cerca de 49%.
946
Redes - Int. Curtas
Acordo c/ cliente
Razões de serviço
Redes - Int. Longas
Próprias
Reengate
2:12:03
66
Na ilha de Santa Maria, em 2011, registou-se
um valor total do indicador TIEPI de 4 horas e
21 minutos.
Conforme seria expectável, o valor deste
indicador para interrupções curtas é residual,
não totalizando um minuto para interrupções tendo origem em centros produtores e
tendo menos de dois minutos para interrupções com origem nas redes.
potência instalada, para interrupções curtas
com origem nos centros produtores, totalizou
duas horas e seis minutos, sendo na quase
totalidade (96%) decorrentes de causas
próprias, verificando-se uma pequena percentagem de interrupções por razões de
segurança (3%).
2:06:06
Para interrupções longas com origem nas
redes, verifica-se um valor do indicador de
duas horas e doze minutos, preponderantemente devido a interrupções previstas por
razões de serviço (65%). Verifica-se um valor
considerável do indicador para interrupções
por acordo com o cliente (21%) e para interrupções por causas próprias (14%).
0:01:50
O padrão estabelecido para este indicador
foi totalmente cumprido (nesta ilha apenas
existe uma zona de qualidade do tipo C).
A energia não distribuída na zona C da ilha
de Santa Maria, durante 2011, atingiu os
10,42 MWh.
0:00:57
4:20:56
Redes - Int. Curtas
Acordo c/ cliente
Razões de serviço
Redes - Int. Longas
Próprias
Reengate
sistema (SAIDI)
2:20:00
67
A duração média das interrupções em pontos de entrega da rede de média tensão, da
ilha de Santa Maria, atingiu as 4 horas e 30
minutos, no decorrer de 2011.
O valor deste indicador, para interrupções
curtas, não tem expressão no valor global
(1%), correspondendo a cerca de 3 minutos
de duração média para interrupções com
origem nas redes e não atingindo um minuto
para interrupções curtas com origem em
centros produtores.
2:07:09
Para as interrupções longas, o indicador
atinge as 4 horas e 27 minutos, constatandose uma distribuição entre interrupções com
origem em centros produtores e com origem
nas redes, de 47% e 52%, respetivamente.
O valor do indicador SAIDI, referente a interrupções longas com origem em centros produtores é resultante, predominantemente,
de interrupções imprevistas por causas próprias (96%) contribuindo, também, as interrupções imprevistas por razões de segurança
(4%).
0:02:43
As interrupções previstas por razões de serviço têm um peso preponderante no valor do
indicador, relativo a interrupções longas
com origem nas redes, cerca de 72%. Para o
valor deste indicador, verifica-se a influência
de interrupções imprevistas por causas próprias (17%) e de interrupções previstas por
acordo com o cliente (11%).
Face aos padrões estabelecidos para este
indicador, verifica-se o cumprimento do
mesmo com elevada margem.
0:00:54
4:30:46
Redes - Int. Curtas
Acordo c/ cliente
Razões de serviço
Redes - Int. Longas
Próprias
Reengate
sistema (SAIFI)
4,78
68
Em 2011 verificaram-se, em média, cerca de
12 interrupções em pontos de entrega da
rede MT.
A frequência média de interrupções, relativa
a interrupções curtas com origem em centros produtores (0,4) refere-se a interrupções
imprevistas por causas próprias (80%), e, por
razões de segurança (20%).
Quando referido a interrupções curtas, com
origem nas redes, verifica-se que a maior
influência é devida a interrupções imprevistas por causas próprias (71%) e interrupções
5,29
Durante 2011 verificaram-se, em média, 5,3
interrupções longas com origem em centros
produtores. Destas, 86% referem-se interrupções imprevistas por causas próprias, sendo
as restantes devidas a razões de segurança.
Relativamente às interrupções longas com
origem nas redes, verificaram-se, em média,
4,8 em 2011. Para este valor contribuíram em
igual medida as interrupções previstas por
razões de serviço e imprevistas por causas
próprias com 49%
1,48
Comparativamente a padrão estabelecido
para o indicador SAIFI verifica-se que foi
totalmente cumprido.
0,38
11,9
Redes - Int. Curtas
Acordo c/ cliente
Razões de serviço
Redes - Int. Longas
Próprias
Reengate
69
baixa tensão
18 586
Interrupções
Em 2011 foram registadas 45069 interrupções
em pontos de entrega da rede de baixa
tensão. Do valor apurado, 41% são referentes a interrupções longas com origem nas
redes e 42% relativos a interrupções longas
com origem nos centros produtores. As interrupções curtas representam cerca de 3%,
quando com origem em centos produtores,
e 14% relativos a interrupções com origem
nas redes.
18 835
As interrupções curtas com origem em centros produtores, totalizando 1328 situações,
são, na maioria, consequência de causas
próprias (80%) sendo o remanescente resultante de razões de segurança.
Das 6320 interrupções em PdE da rede BT,
com duração curta e origem nas redes,
assumem preponderância as resultantes de
causas próprias, verificando-se que as restantes 27% dizem respeito a situações previstas por razões de serviço.
6 320
Neste período, contabilizaram-se 18835 interrupções longas, com origem nas redes, que
afetaram os pontos de entrega da rede em
baixa tensão da ilha de Santa Maria. Cerca
de 87% destas interrupções referem-se a
situações por causas próprias e as restantes
verificaram-se por razões de segurança.
Salienta-se o facto que, das referidas interrupções, apenas 887 (5%) tiveram origem na
rede BT. Desta forma, os indicadores de continuidade de serviço da rede BT desta ilha
seguem os indicadores homólogos da rede
MT.
1 328
45 069
Redes - Int. Curtas
Acordo c/ cliente
Razões de serviço
Redes - Int. Longas
Próprias
Reengate
sistema (SAIDI)
2:04:22
70
Em Santa Maria, a duração média das interrupções registadas em PdE da rede Bt foi de
4 horas e 17 minutos.
Este indicador apresenta valores residuais
para interrupções curtas, independentemente da origem.
As interrupções longas, com origem em centros produtores, tiveram uma duração média
de 2 horas e 9 minutos, fundamentalmente,
motivadas por causas próprias (97%).
2:09:09
Para interrupções longas, com origem nas
redes, verificou-se um SAIDI de 2 horas e 4
minutos, com maior relevância para as interrupções por razões de serviço (65%) e com
alguma expressão relativamente a interrupções por causas próprias (35%).
O valor deste indicador, de 2011, cumpriu os
padrões estabelecidos regulamentarmente
0:03:05
0:00:53
4:17:29
Redes - Int. Curtas
Acordo c/ cliente
Razões de serviço
Redes - Int. Longas
Próprias
Reengate
71
sistema
5,15
No decorrer de 2011, constataram-se cerca
de 12,5 interrupções por ponto de entrega
da rede em baixa tensão da ilha de Santa
Maria.
Registaram-se, em média, cerca de 0,4 interrupções curtas com origem em centros produtores, maioritariamente por causas próprias (80%).
Para interrupções curtas com origem nas
redes, verificou-se uma frequência média de
interrupções de 1,8 por PdE. Cerca de 73%
deste tempo é referente a interrupções por
causas próprias, sendo o restante relativo a
interrupções por razões de serviço.
5,20
A frequência média de interrupções longas,
com origem em centros produtores, 5,2,
resulta, sobretudo, de interrupções por causas próprias (87%) e razões de segurança
(13%).
Quanto às interrupções longas com origem
nas redes, constata-se uma frequência média de 5,2 interrupções, principalmente resultantes de interrupções por causas próprias
(52%) e por situações previstas por razões de
serviço (48%).
1,77
Comparativamente aos valores estabelecidos regulamentarmente, verifica-se o cumprimento do indicador SAIFI BT da ilha se
Santa Maria.
0,37
12,49
Redes - Int. Curtas
Acordo c/ cliente
Razões de serviço
Redes - Int. Longas
Próprias
Reengate
72
4.5. São Miguel
No decorrer de 2011, verificaram-se 675
ocorrências na ilha de São Miguel, cerca de
menos 3% do que o número registado em
2010. Isto significa uma redução de 37%, ou
seja, cerca de menos 4400 interrupções em
PdE da rede MT.
3131
média tensão
Interrupções
Durante 2011, contabilizaram-se 7453 interrupções em pontos de entrega da rede de
distribuição em média tensão. Destas interrupções 5% verificaram-se em PdE de zonas
de qualidade A, 4% em zonas do tipo B e as
restantes em zonas do tipo C.
1854
Verificaram-se 161 interrupções curtas com
origem nos centros produtores (todas por
razões de segurança), sendo que nenhum
PdE de zonas do tipo A foi afetado por este
tipo de interrupções e apenas 1 em zonas
do tipo B.
2307
Neste período, registaram-se 2307 interrupções curtas com origem nas redes, 95% das
quais afetaram PdE de zonas do tipo C. Em
termos globais, estas interrupções resultaram
maioritariamente de reengates (49%) e de
interrupções imprevistas por causas próprias
(46%).
Das 1854 interrupções longas com origem
em centros produtores registadas em 2011,
cerca de 88% afetaram PdE de zonas do
tipo C. Estas interrupções imprevistas são
predominantemente por causas próprias
(57%) e razões de segurança (43%).
161
Cerca de 42% das interrupções registadas
em 2011 foram longas e com origem nas
redes. À semelhança das demais interrupções, e pela concentração de PdE nestas
7 453
Redes - Int. Curtas
Acordo c/ cliente
Razões de serviço
Redes - Int. Longas
Próprias
Reengate
73
zonas de qualidade de serviço, preponderam
interrupções em zonas do tipo C (91%). Existe uma
maior dispersão de causas que originam esta
tipologia de interrupções, de forma global: cerca
de 40% são imprevistas por causas próprias; aproximadamente 31% referem-se a casos fortuitos ou
de força-maior; 26% devem-se a casos previstos
por razões de serviço (investimento, manutenção,
etc.) e 3% por acordo com o cliente.
Constata-se que, em zonas o tipo A, existe um
maior contributo de interrupções por acordo com
o cliente, usualmente a pedido do mesmo, para
manutenções, comparativamente às restantes
zonas de qualidade de serviço. Por outro lado,
constata-se uma maior relevância de interrupções devido a situações fortuitas ou de forçamaior, em zonas do tipo C.
358
314
6 781
243
94
2 794
64
165
1 625
51
54
2 202
1
160
Zona A
Zona B
Redes - Int. Curtas
Zona C
Acordo c/ cliente
Razões de serviço
Redes - Int. Longas
Próprias
Reengate
2:20:11
74
potência instalada da ilha de São Miguel
totalizou, em 2011, 2 horas e 49 minutos.
Embora o número de interrupções curtas
tenha um valor relevante no número total de
interrupções de 2011, o indicador TIEPI tem
um valor negligenciável, quer para interrupções com origem em centros produtores,
quer nas redes.
Para interrupções longas, com origem em
centros produtores, verifica-se um valor deste indicador para São Miguel de 27 minutos,
sendo que em zonas do tipo A não atinge os
5 minutos, e tornando-se mais expressivo em
zonas do tipo B com 42 minutos, onde representa 50% do valor total do TIEPI. O valor
deste indicador resulta maioritariamente de
em zonas do tipo B e C (59% e 70%, respetivamente) sendo o restante valor resultante
de interrupções por razões de segurança.
Em zonas de qualidade de serviço do tipo A
preponderam as interrupções por razões de
segurança (54%).
0:26:46
0:01:44
As interrupções longas com origem nas redes
verificadas no decorrer de 2011 resultaram
num TIEPI, em São Miguel, de 2 horas e 20
minutos. Ao nível das zonas de qualidade
destaca-se o valor de zonas do tipo B, também por influência do baixo número de PdE
aí existentes. Em zonas do tipo A este indicador atingiu uma hora e 5 minutos, predominantemente devido a interrupções por
acordo com o cliente (51%) e distribuição
semelhante entre interrupções previstas por
razões de serviço (24%) e imprevistas por
causas próprias (23%).Para zonas do tipo B
0:00:18
2:48:59
Redes - Int. Curtas
Acordo c/ cliente
Razões de serviço
Redes - Int. Longas
Próprias
Reengate
com o valor de 41 minutos, o TIEPI resulta maioritariamente de interrupções previstas por
razões de serviço (51%), por acordo com o
cliente (33%), contribuindo as interrupções
imprevistas por razões de serviço para 5% do
valor do indicador. O indicador TIEPI, para
esta tipologia de interrupções e para zonas do
tipo C, onde se concentra a maioria dos pontos de entrega, em 2011, foi de 3 horas e 23
minutos, contribuindo maioritariamente para
esse número as interrupções previstas por razões de serviço (38%) e imprevistas por causas
próprias (35%). Nesta zona de qualidade de
serviço, é menos relevante o tempo de interrupção por acordo com o cliente (12%) e
assume maior representatividade o tempo de
interrupção equivalente, relativo a situações
fortuitas ou de força-maior (15%).
Quando comparado com os padrões definidos pelo RQS para as diferentes zonas de qualidade de serviço, o indicador TIEPI ficou abaixo do estabelecido em todas as zonas.
Em 2011, verificou-se uma END, nas zonas de
qualidade de serviço A, B e C da ilha de São
Miguel, de 59,02 MWh, 70,56 MWh e 204,18
MWh, respetivamente.
1:10:28
1:24:15
4:03:47
1:05:22
0:40:50
3:23:29
0:04:42
0:42:03
0:37:10
0:00:24
0:01:21
0:02:37
0:00:01
0:00:31
Zona A
Zona B
Redes - Int. Curtas
Zona C
Acordo c/ cliente
Razões de serviço
75
Redes - Int. Longas
Próprias
Reengate
sistema (SAIDI)
3:02:10
76
Em 2011, a duração média das interrupções
do sistema (ilha de São Miguel), atingiu as 3
horas e 43 minutos.
O SAIDI resultante de interrupções curtas tem
um valor inferior a 3 minutos, 81% dos quais
referentes a interrupções com origem nas
redes, onde predominam as causas próprias.
centros produtores, o indicador SAIDI foi de
38 minutos. Este tipo de interrupção tem
pouca expressão em zonas do tipo A (6 minutos), atingindo 45 minutos em zonas do
tipo B e 47 em zonas do tipo C. As interrupções que contribuem para o valor deste
indicador dividem-se entre causas próprias e
razões de segurança, com contributos variáveis consoante o tipo de zona de qualidade
de serviço.
0:37:42
A duração média, em 2011, das interrupções
longas com origem nas redes foi, em São
Miguel, de 3 horas e 2 minutos. Face às zonas de qualidade de serviço existentes nesta
ilha, este indicador foi de 1 hora e 3 minutos
em zonas do tipo A, 28 minutos em zonas do
tipo B e 3 horas e 56 minutos em zonas do
tipo C. Para as zonas do tipo A, contribuíram
para o valor do SAIDI, predominantemente
as interrupções por acordo com o cliente
(41%), seguindo-se as interrupções previstas
por razões de serviço (31%) e imprevistas por
causas próprias (27%). Em zonas do tipo B,
destaca-se o elevado valor do indicador
relativo a interrupções por factos imputáveis
aos clientes (11%), correspondendo as demais causas de interrupções a: razões de
serviço (58%); imprevistas por causas próprias
(13%); acordo com o cliente (12%); interrupções fortuitas ou de força-maior (6%).
0:02:13
0:00:32
3:42:37
Redes - Int. Curtas
Acordo c/ cliente
Razões de serviço
Redes - Int. Longas
Próprias
Reengate
77
Nas zonas do tipo C, de São Miguel, o SAIDI
para interrupções longas com origem nas
redes foi de 3 horas e 56 minutos, predominantemente devido a interrupções previstas por
razões de serviço (43%) e a interrupções imprevistas por razões de serviço (32%).
O indicador SAIDI respeitou integralmente os
padrões estabelecidos regulamentarmente,
em todas as zonas de qualidade.
1:09:43
1:14:11
1:03:28
0:28:03
3:56:29
0:05:44
0:44:46
0:47:12
0:00:31
0:01:19
0:02:52
0:00:03
0:00:45
Zona A
Zona B
Redes - Int. Curtas
Zona C
Acordo c/ cliente
Razões de serviço
4:47:18
Redes - Int. Longas
Próprias
Reengate
sistema (SAIFI)
3,67
78
Durante 2011, verificaram-se, em média,
cerca de 8,7 interrupções por ponto de entrega da rede de média tensão da ilha de
São Miguel.
Constata-se um valor residual deste indicador para interrupções curtas com origem nos
centros produtores, 0,19 interrupções, inteiramente resultante de interrupções imprevistas por causas próprias.
Durante o período em análise verificaram-se,
em média, 2,7 interrupções curtas com origem nas redes. Ao nível das zonas de qualidade de serviço, este indicador atingiu as
3,68 interrupções em zonas do tipo C e 0,27
e 0,87 para zonas do tipo A e B, respetivamente. Nas zonas A e B são predominantes
as interrupções imprevistas por causas próprias (com 89% e 80%, respetivamente). Em
zonas do tipo C, verifica-se uma forte influência dos reengates (51%) e de situações
imprevistas por causas próprias (44%).
2,17
A frequência média de interrupções longas
com origem nos centros produtores foi de 2,2
por PdE, sendo que, globalmente, este indicador resulta em 57% de interrupções imprevistas por causas próprias e 43% de interrupções por razões de segurança. O SAIFI para
zonas de qualidade de serviço do tipo A foi
de 0,33, sendo para zonas do tipo B de 2,67
e para zonas do tipo C de 2,71.
2,71
No ano em questão, verificaram-se, em média, 3,7 interrupções longas com origem nas
redes. Em zonas de qualidade do tipo A,
com um valor médio de interrupções desta
natureza de 1,3, constata-se uma distribuição semelhante entre interrupções previstas
por razões de serviço (37%) e imprevistas por
causas próprias (36%), bem com entre situações de acordo com o cliente fortuitas ou
de força-maior (14% cada). Nas zonas do
0,19
8,74
Redes - Int. Curtas
Acordo c/ cliente
Razões de serviço
Redes - Int. Longas
Próprias
Reengate
79
tipo B este indicador atingiu as 1,5 interrupções sendo maioritariamente resultantes de
interrupções previstas por razões de serviço
(54%) seguidas por interrupções imprevistas
por causas próprias (30%). Para as zonas do
tipo C, o SAIFI resultante de interrupções longas com origem nas redes foi de 4,68, 40%
resultante de interrupções imprevistas por
causas próprias, 33% devido a casos fortuitos
ou de força-maior e 24% por interrupções previstas por razões de serviço.
Os padrões de qualidade de serviço definidos
para este indicador foram totalmente respeitados em todas as zonas de qualidade.
1,86
5,07
11,33
1,26
1,51
4,68
0,33
2,67
2,71
0,27
0,87
3,68
0,02
0,27
Zona A
Zona B
Redes - Int. Curtas
Zona C
Acordo c/ cliente
Razões de serviço
Redes - Int. Longas
Próprias
Reengate
baixa tensão
Interrupções
Na ilha de São Miguel, registaram-se durante
2011 um total de 544229 interrupções em PdE
da rede MT. Pela elevada concentração de
PdE em zonas do tipo C, verifica-se também
uma maior concentração de interrupções
nestas zonas de qualidade. Nesta ilha, apenas
1% das interrupções tem origem na rede BT.
origem em centros produtores, por causas
próprias, quase na totalidade em zonas do
tipo C.
As interrupções curtas, com origem nas redes,
verificadas neste período, num total de
152224, resultam em 49% de causas próprias e
48% de reengates.
Neste período, registaram-se 132864 interrupções longas com origem em centros produtores, na maioria resultantes de causas próprias
(57%) e de razões de segurança (43%).
Do total de 247263 interrupções longas, registadas como tendo origem nas redes, a maioria diz respeito a interrupções por causas próprias (41%). Constata-se um valor expressivo
de interrupções por casos fortuitos (33%) e
cerca de 26% de interrupções por razões de
serviço.
23 948
42 578
477 703
17 882
14 597
214 784
3 648
21 424
107 792
2 412
6 547
143 265
6
10
11 862
Zona A
Zona B
Redes - Int. Curtas
Zona C
Acordo c/ cliente
Razões de serviço
80
Redes - Int. Longas
Próprias
Reengate
Duração média das interrupções do sistema
A duração média de interrupções em PdE da
rede BT de São Miguel, registada durante
2011, foi de cerca de 41 minutos para zonas
do tipo A e de 1 hora e 3 minutos para zonas
do tipo C.
O SAIDI relativo a interrupções curtas é negligenciável, tanto para interrupções com origem em centros produtores como nas redes.
As interrupções longas, com origem em centros produtores, resultam num valor do SAIDI
de cerca de 4 minutos para zonas do tipo A,
aproximadamente 41 minutos em zonas do
tipo B e 47 minutos em zonas do tipo C.
Em relação a interrupções longas com origem
nas redes, verificou-se uma duração média,
em zonas do tipo A, de 36 minutos, em zonas
B, de 20 minutos e em zonas do tipo C, cerca
de 2 horas e 29 minutos. Em zonas do tipo A,
para o valor deste indicador predominam as
interrupções por causas próprias (53%) e por
razões de serviço (39%). Para zonas do tipo B,
as interrupções por razões de serviço são predominantes no valor do indicador (56%), seguidas pelas causas próprias (37%). Nas zonas
do tipo C, verifica-se uma predominância de
interrupções por causas próprias (61%), constatando-se, também, um peso expressivo relativo a interrupções por casos fortuitos.
Verificou-se o total cumprimento dos padrões
estabelecidos para o indicador SAIDI em BT,
para todas as zonas de qualidade de serviço.
0:40:51
1:02:29
3:19:54
0:36:00
0:19:59
2:29:22
0:04:28
0:41:19
0:46:54
0:00:23
0:01:11
0:02:49
0:00:00
0:00:00
0:00:50
Zona A
Zona B
Redes - Int. Curtas
Zona C
Acordo c/ cliente
Razões de serviço
81
Redes - Int. Longas
Próprias
Reengate
sistema
No ano em análise verificaram-se, em média,
cerca de 1,9 interrupções em PdE da rede BT
de zonas do tipo A, 5,2 interrupções para zonas do tipo B e 11,9 interrupções em zonas de
qualidade do tipo C
As interrupções curtas, apresentam uma frequência média muito baixa, apenas com
alguma expressão em zonas do tipo C (0,3).
As interrupções curtas apresentam comportamento idêntico, sendo mais representativo o
indicador para zonas C, onde se fazem sentir
com maior expressão as interrupções curtas,
devido a defeitos transitórios.
A frequência média de interrupções do sistema em BT foi de aproximadamente 1,4 interrupções em zonas A, 1,8 em zonas B e 5,4 em
zonas C. Em zonas do tipo A, cerca de 50% do
valor do indicador resulta de interrupções
previstas por razões de serviço, 33% é referente a interrupções por causas próprias e cerca
de 16% por casos fortuitos ou de força-maior.
Em zonas do tipo B, as razões de serviço têm
maior preponderância (59%), verificando-se
também cerca de 31% de interrupções por
causas próprias e 11% por casos fortuitos. Nas
zonas C, sobressai o peso de interrupções por
causas próprias (42%), sendo o restante valor
do indicador referente a interrupções por
factos fortuitos ou de força-maior (36%) e situações previstas (22%).
82
de
qualidade
em
todas
as
zonas.
1,87
5,19
11,93
1,40
1,79
5,38
0,29
2,60
2,67
0,19
0,80
3,59
0,00
0,00
0,30
Zona A
Zona B
Redes - Int. Curtas
Zona C
Acordo c/ cliente
Razões de serviço
Redes - Int. Longas
Próprias
Reengate
83
4.6. Terceira
Em 201,1 registaram-se menos 193 ocorrências (-31%) que no ano de 2010, totalizando
429. Em consequência as interrupções em
PdE da rede MT reduziram em cerca de 5 mil
(-33%).
2136
média tensão
Interrupções
Na ilha Terceira, registaram-se, no decorrer
de 2011, 10441 interrupções nos PdE da rede
MT, 82% dos quais afetaram pontos de entrega de zonas do tipo C. Nesta ilha existem
duas classificações de qualidade de serviço:
zonas do tipo A e C.
3268
origem em centros produtores, 72% das quais
resultantes de situações imprevistas por causas próprias e as restantes por razões de
segurança.
As redes deram origem a 4472 interrupções
curtas, maioritariamente resultante de defeitos transitórios (reengates 83%) e cerca de
14% devido a causas próprias, com predominância em zonas de qualidade do tipo C,
pela concentração de PdE, neste tipo de
zona.
4472
Durante este ano, registaram-se 3268 interrupções longas decorrentes de situações
imprevistas em centros produtores. Destas
interrupções, 84% resultaram de causas próprias e as demais ocorreram por razões de
segurança.
535
Em 2011, verificaram-se 2136 interrupções
longas com origem nas redes, predominantemente por causas próprias (58%). Cerca
de 27% do número de interrupções resultou
de casos fortuitos ou de força-maior e 13%
resultaram de interrupções previstas por razões de serviço. Nas zonas do tipo A, com
10 411
Redes - Int. Curtas
Acordo c/ cliente
Razões de serviço
Redes - Int. Longas
Próprias
Reengate
84
508 interrupções desta natureza, constata-se
uma influência relevante de situações fortuitas
ou de força-maior (48%) seguida de interrupções imprevistas por causas próprias (43%).
Para as zonas do tipo C, onde se registaram
1628 interrupções, cerca de 63% são imprevistas por causas próprias, registando-se 21% de
casos fortuitos ou de força-maior.
1 871
8 540
508
1 628
578
2 690
654
3 818
131
404
Zona A
Zona C
Redes - Int. Curtas
Acordo c/ cliente
Razões de serviço
Redes - Int. Longas
Próprias
Reengate
5:21:42
85
Em 2011, na ilha Terceira, registou-se um
tempo de interrupção equivalente da potência instalada global de 6 horas e 33 minutos.
O valor do indicador TIEPI, para interrupções
curtas com origem em centros produtores,
foi de cerca de 2 minutos, sendo maioritariamente devido a causas próprias (69%).
Para as interrupções curtas com origem nas
redes, o valor do indicador é, também, residual, cerca de 4 minutos, 87% dos quais por
interrupções por causa próprias.
1:05:31
potência instalada, referente a interrupções
longas com origem em centros produtores,
foi de 1 hora e 6 minutos, 83% resultante de
e as restantes por razões de segurança. Em
zonas do tipo A, o indicador para interrupções longas com, origem nas redes, foi de
cerca de 35 minutos com um peso de 79%
relativo a interrupções por causas próprias.
Para a mesma tipologia de interrupções, em
zonas do tipo c verificou-se um TIEPI de 1
hora e 25 minutos, onde as interrupções por
causas próprias têm um peso de 84%.
0:03:40
As interrupções longas com origem nas redes, verificadas em 2011, na ilha Terceira,
resultaram num valor global de TIEPI de 5
horas e 22 minutos. Desagregado por zona
de qualidade de serviço verifica-se que , em
zonas do tipo A o TIEPI foi de 4 horas e 44
minutos, 67% resultantes de interrupções
fortuitas ou de força-maior, 27% devido a
e 8% referentes a intervenções por razões de
serviço. Para as zonas do tipo C, onde o
valor do TIEPI atingiu as 5 horas e 46 minutos,
verifica-se
que
43%
do
valor
0:02:05
6:32:59
Redes - Int. Curtas
Acordo c/ cliente
Razões de serviço
Redes - Int. Longas
Próprias
Reengate
do indicador se deve a interrupções por causas fortuitas ou de força-maior, 31% é relativo
a interrupções por causas próprias e 21% por
razões de serviço.
Na ilha Terceira, durante o ano de 2011, registou-se uma energia não distribuída, nas zonas
A e C, de 127,7 MWh e 173,96 MWh, respetivamente.
86
Comparando o valor do indicador TIEPI, para
as duas zonas de qualidade de serviço existentes, com os padrões estabelecidos regulamentarmente, verifica-se o total cumprimento dos mesmos.
5:22:10
7:18:53
4:44:08
5:46:06
0:35:06
1:25:11
0:01:36
0:05:01
0:01:20
0:02:35
Zona A
Zona C
Redes - Int. Curtas
Acordo c/ cliente
Razões de serviço
Redes - Int. Longas
Próprias
Reengate
sistema (SAIDI)
5:33:45
87
Durante 2011, a duração média de interrupções da ilha Terceira foi de 7 horas e 10 minutos.
As interrrupções curtas, com origem em
centros produtores, tiveram uma duração
média de 3 minutos, preponderantemente
por causas próprias.
Para as interrupções curtas, com origem nas
redes, verificou-se uma duração média de 4
minutos,
maioritariamente
por
causas
próprias (81%).
1:29:35
A duração média das interrupções longas,
com origem em centros produtores, foi de 1
hora e 30 minutos. Em zonas de qualidade
do tipo A este indicador atingiu os 43 minutos, cerca de 79% dos quais resultantes de
interrupções por causas próprias e 21% por
razões de segurança. Nas zonas do tipo C, o
SAIDI, foi de 1 hora e 50 minutos, com 85%
referentes a interrupções imprevistas por
causas próprias e o restante tempo por razões de segurança
0:03:42
Este indicador, para as interrupções longas
que tiveram origem nas redes, atingiu as 5
horas e 34 minutos, para a ilha Terceira. Nas
zonas de qualidade de serviço do tipo A foi
de 5 horas e 10 minutos, na maioria resultante de interrupções por casos fortuitos ou de
força-maior (58%) e por interrupções por
causas próprias (29%). Em zonas do tipo C,
onde este indicador passou as 5 horas e 44
minutos, preponderaram as interrupções
fortuitas com 46%. As interrupções por causas próprias, atingiram 34%, e as razões de
serviço, 17%, destacando-se no valor do
indicador.
0:02:37
O valor do indicador SAIDI, de 2011, para a
ilha Terceira, cumpriu plenamente os
7:09:39
Redes - Int. Curtas
Acordo c/ cliente
Razões de serviço
Redes - Int. Longas
Próprias
Reengate
88
padrões estabelecidos no regulamento de
qualidade de serviço.
5:57:37
7:41:16
5:09:43
5:44:24
0:43:54
1:49:34
0:02:02
0:04:25
0:01:58
0:02:54
Zona A
Zona C
Redes - Int. Curtas
Acordo c/ cliente
Razões de serviço
Redes - Int. Longas
Próprias
Reengate
sistema (SAIFI)
5,06
89
Durante 2011, na ilha Terceira, verificaramse, em média, cerca de 25 interrupções em
pontos de entrega da rede de média tensão.
A frequência média de interrupções curtas,
com origem em centros produtores, foi de
1,3, resultante de interrupções imprevistas:
28% por razões de segurança e 72% por causas próprias.
As interrupções curtas, com origem nas redes, tiveram uma frequência média de 10,6,
predominantemente resultantes de reengates (83%). Em zonas do tipo A, o valor deste
indicador foi de 5,1 interrupções e em zonas
do tipo B, de 13 interrupções.
7,75
O SAIFI, resultante de interrupções longas,
com origem em centros produtores, atingiu
as 7,8 interrupções, com predominância de
situações imprevistas por causas próprias
(84%) sendo o restante valor consequência
de interrupções por razões de segurança.
Para esta tipologia de interrupções, e para
zonas do tipo A, o SAIFI resultante foi de 4,5
interrupções, sendo para zonas do tipo C de
9,2 interrupções.
10,58
redes, verificou-se, em 2011, um valor de
SAIFI de 5,1 interrupções. Em zonas de qualidade de serviço do tipo A este indicador foi
de 4 interrupções, que se dividem, maioritariamente, entre situações fortuitas ou de
força maior (48%) e interrupções imprevistas
por causa próprias (43%). Nas zonas do tipo
C, o indicador atingiu as 5,5 interrupções,
sendo na maioria resultante de causas próprias (63%), com contributos de situações
fortuitas ou de força-maior (21%) e previstas
por razões de serviço (15%).
1,27
Relativamente aos padrões estabelecidos
24,66
Redes - Int. Curtas
Acordo c/ cliente
Razões de serviço
Redes - Int. Longas
Próprias
Reengate
90
regulamentarmente, verifica-se o cumprimento dos mesmos em, ambas as zonas de qualidade de serviço.
14,58
29,05
3,96
5,54
4,50
9,17
5,10
12,97
1,02
1,38
Zona A
Zona C
Redes - Int. Curtas
Acordo c/ cliente
Razões de serviço
Redes - Int. Longas
Próprias
Reengate
baixa tensão
Interrupções
Na ilha Terceira, em 2011, registaram-se
662112 interrupções em PdE da rede de baixa
tensão. Nesta ilha existem duas classificações
de zonas de qualidade de serviço: A e C. Nas
zonas do tipo A foram registadas 66464 interrupções e em zonas do tipo C verificaram-se
595648. Apenas 2% das interrupções têm origem na rede BT.
Neste período, contabilizaram-se 29552 interrupções curtas com origem em centros produtores, resultantes de causas próprias.
As interrupções curtas com origem nas redes,
num total de 152224, resultam de reengates
(48%) e de causas próprias (49%).
Neste ano verificaram-se 132864 interrupções
de duração longa com origem em centros
produtores, resultantes de causas próprias
(57%) e razões de segurança (43%).
Para interrupções com origem nas redes, de
duração longa, registou-se um total de
247263, 90% das quais afetaram PdE de zonas
do tipo C. Em zonas do tipo A, preponderam
as interrupções por casos fortuitos (56%), tendo-se registado, igualmente, interrupções
imprevistas por causas próprias (34%) e por
razões de serviço (11%). Nas zonas C, predominam as interrupções por causas próprias
(67%), constatando-se que cerca de 19% das
interrupções são devidas a casos fortuitos e
14% a razões de serviço.
Este indicador cumpriu os padrões estabelecidos em todas as zonas de qualidade.
66464
595648
28 126
125 593
14 867
185 674
20 784
257 516
2 687
26 865
Zona A
Zona C
Redes - Int. Curtas
Acordo c/ cliente
Razões de serviço
91
Redes - Int. Longas
Próprias
Reengate
Duração média das interrupções do sistema (SAIDI)
No decorrer de 2011, registou-se na ilha Terceira uma duração média das interrupções de 4
horas e 56 minutos em zonas do tipo A e de 7
horas e 55 minutos em zonas do tipo C.
O valor deste indicador, relativo a interrupções curtas, é residual, sendo maioritariamente resultado de interrupções por causas próprias.
buto em 70% de interrupções por razões de
serviço, de 19% de interrupções por causas
próprias e cerca de 11% devido a razões de
serviço. Para zonas do tipo C, salienta-se o
contributo de interrupções por causas próprias
no valor final deste indicador (42%) e de razões de serviço (12%). Consequentemente,
verifica-se menor um peso de casos fortuitos
(46%) e de razões de serviço (12%)
92
Os padrões regulamentares foram inteiramente cumpridos.
As interrupções longas, com origem em centros produtores, tiveram uma duração média
de 19 minutos em zonas do tipo A e de 1 hora
e 51 minutos para zonas do tipo C. Em zonas
A, o valor do indicador é resultado do contri-
4:55:43
7:55:23
4:34:37
5:57:26
0:18:53
1:51:29
0:01:26
0:03:38
0:00:46
0:02:50
Zona A
Zona C
Redes - Int. Curtas
Acordo c/ cliente
Razões de serviço
Redes - Int. Longas
Próprias
Reengate
sistema (SAIFI)
Em zonas do tipo A, registou-se, durante 2011,
um valor de SAIFI de 9,8 interrupções e de 30
interrupções para zonas de qualidade do tipo
C.
O valor deste indicador, para interrupções
curtas, com origem em centros produtores, foi
de 0,4 interrupções em zonas A e de 1.4 em
zonas C, sendo na maioria resultantes de situações próprias.
com origem nas redes, foi de 3,0 e 12,9, em
zonas A e C, respetivamente, sendo a maioria
decorrente de reengates.
interrupções em zonas do tipo A e de 9,4 em
zonas do tipo C, na maioria por causas próprias.
93
As interrupções longas com origem nas redes,
verificadas em 2011, resultaram num SAIFI de
4,1 interrupções em zonas A e de 6,3 interrupções em zonas do tipo C. Em zonas do tipo A,
perto de 55% do valor deste indicador resulta
de casos fortuitos, 34% são resultantes de interrupções por causas próprias e 11% devem-se
a razões de serviço. Nas zonas do tipo C, perto
de 67% do valor do indicador diz respeito a
interrupções próprias, 19% a casos fortuitos e
14 % são referentes a interrupções por razões
de serviço.
Os padrões estabelecidos para este indicador
foram plenamente cumpridos.
Este indicador, referente a interrupções longas
com origem em centros produtores, foi de 2,2
9,8
30,0
4,10
6,33
2,21
9,41
3,05
12,92
0,40
1,35
Zona A
Zona C
Redes - Int. Curtas
Acordo c/ cliente
Razões de serviço
Redes - Int. Longas
Próprias
Reengate
94
4.7. Graciosa
Na ilha Graciosa, durante 2011, verificaramse mais 11% de ocorrências do que que o
registado no ano anterior. As interrupções
resultantes das 120 ocorrências verificadas,
foram 31% inferiores às apuradas em 2010,
perfazendo as 1205.
725
média tensão
Interrupções
Durante o ano de 2011 registaram-se 1205
interrupções em pontos de entrega da rede
de distribuição em média tensão da ilha
Graciosa.
190
Destas interrupções, 66 caracterizaram-se
como razões de segurança, tendo origem
em centros produtores e duração curta.
Neste período, verificaram-se 224 interrupções curtas com origem nas redes, 70% das
quais por causas próprias e as restantes devido a razões de serviço.
224
Das 190 interrupções longas, com origem em
centros produtores, 18% deveram-se a razões
de segurança e as restantes a causas próprias.
Cerca de 76%, das 725 interrupções longas,
com origem nas redes, foram devidas a causas próprias e 24% a razões de serviço, tendo-se também verificado 3 interrupções por
acordo com o cliente.
66
1 205
Redes - Int. Curtas
Acordo c/ cliente
Razões de serviço
Redes - Int. Longas
Próprias
Reengate
9:00:42
95
O tempo de interrupção equivalente registado na ilha Graciosa, durante 2011, foi de 9
horas e 29 minutos.
As interrupções curtas têm um contributo
insipiente para o valor global do indicador,
atingindo cerca de 2 minutos para as interrupções com origem em centros produtores
e de 6 minutos para as interrupções que têm
como origem as redes.
As interrupções longas, com origem em centros produtores, resultaram num valor de TIEPI
de cerca de 20 minutos, preponderantemente resultante de interrupções por causas
próprias (84% do valor do indicador) e por
0:19:37
Face às interrupções longas, com origem
nas redes, verificou-se, em 2011, um valor de
TIEPI de cerca de 9 horas. Este valor é, sobretudo, resultante de interrupções por razões
de serviço (50%) e por interrupções imprevistas por causas próprias (48%).
Em relação aos valores padrão para este
indicador, verifica-se o total cumprimento do
estabelecido regulamentarmente.
0:06:00
Ao longo do ano de 2011, a energia não
distribuída, na zona C da ilha da Graciosa,
atingiu os 13,36 MWh.
0:02:29
9:28:48
Redes - Int. Curtas
Acordo c/ cliente
Razões de serviço
Redes - Int. Longas
Próprias
Reengate
sistema (SAIDI)
10:34:55
96
Na ilha Graciosa, no decorrer de 2011, registou-se uma duração média das interrupções
do sistema de 11 horas e 6 minutos.
Como seria expectável, o valor deste indicador para interrupções curtas, quer com
origem em centros produtores, quer com
origem nas redes, é residual, cerca de 3 e 7
minutos, respetivamente.
A duração média das interrupções longas
com origem em centros produtores foi de 21
minutos, na maioria (84%) resultante de causas próprias e por razões de segurança
(16%).
0:21:27
O SAIDI, referente a interrupções longas com
origem nas redes, de 10 hortas e 35 minutos,
é maioritariamente resultante de intervenções para manutenção e/ou investimento
(razões de serviço: 55%). Constata-se um
contributo significativo de interrupções imprevistas por causas próprias (44%) e um
valor residual referente a interrupções por
0:06:35
Face aos padrões estabelecidos em sede do
RQS, verifica-se que os mesmos foram inteiramente respeitados.
0:02:46
11:05:43
Redes - Int. Curtas
Acordo c/ cliente
Razões de serviço
Redes - Int. Longas
Próprias
Reengate
sistema (SAIFI)
11,89
97
Durante o ano de 2011, verificou-se, na ilha
Graciosa, uma frequência média de 19,8
interrupções por PdE da rede de distribuição
em média tensão.
Neste período, registaram-se, em média, 1,1
interrupções curtas com origem em centros
produtores, por razões de segurança.
com origem nas redes foi de 3,7,sendo 70%
relativo a interrupções por causas próprias e
o restante a interrupções previstas por razões
de serviço.
3,11
As interrupções longas, com origem em centros produtores, resultaram num valor de SAIFI
de 3,1, na maioria relativo a causas próprias
(82%) sendo o restante valor do indicador
referente a interrupções por razões de segurança.
O mesmo indicador, para interrupções longas com origem nas redes, atingiu as 11,9
interrupções, contribuindo maioritariamente
as interrupções por causas próprias (76%)
tendo, também, expressão as interrupções
3,67
1,08
19,75
Redes - Int. Curtas
Acordo c/ cliente
Razões de serviço
Redes - Int. Longas
Próprias
Reengate
98
baixa tensão
34 914
Interrupções
Na ilha Graciosa, registaram-se 60183 interrupções em pontos de entrega da rede em
baixa tensão. É de referir que, apenas 1%
das interrupções tem origem na rede em
baixa tensão.
Das referidas interrupções, foram classificadas como curtas, com origem em centros
produtores, 3608, quase na totalidade relativas a razões de segurança.
9 925
Neste período, contaram-se 11736 interrupções curtas com origem nas redes, das quais
cerca de 71% se referem a causas próprias,
enquanto as restantes se deram por razões
de serviço.
Verificaram-se 9925 interrupções longas com
origem em centros produtores, das quais 82%
se referem a causas próprias e 18% a razões
de segurança.
atingiram as 34914, 82% foram referentes a
causas próprias e as demais a razões de
serviço.
11 736
3 608
60 183
Redes - Int. Curtas
Acordo c/ cliente
Razões de serviço
Redes - Int. Longas
Próprias
Reengate
99
sistema (SAIDI)
8:37:46
A duração média das interrupções de pontos de entrega de baixa tensão da ilha Graciosa atingiu as 9 horas e 8 minutos.
As interrupções curtas, com origem em centros produtores, contribuíram para o valor
global do indicador com cerca de 3 minutos, referentes a interrupções por causas
próprias.
Para interrupções de duração curta, com
origem nas redes, este indicador totalizou
perto de 7 minutos. Cerca de 73% deste
tempo é relativo a interrupções por causas
próprias e o restante a razões de serviço.
0:21:06
Com uma duração média de cerca de 21
minutos, o SAIDI de interrupções longas, com
origem em centros produtores resultou de
interrupções por causas próprias (84%) e de
razões de segurança (16%).
O SAIFI, para interrupções longas e origem
nas redes, com o valor de 8 horas e 38 minutos, advém de interrupções próprias em 52%
do valor e de interrupções previstas por razões de serviço em cerca de 48%.
0:06:45
O padrão para este indicador foi cumprido.
0:02:53
9:08:30
Redes - Int. Curtas
Acordo c/ cliente
Razões de serviço
Redes - Int. Longas
Próprias
Reengate
sistema (SAIFI)
10,86
100
Em 2011, verificou-se uma frequência média
de 18,7 interrupções em PdE da rede BT.
Nesse ano, registaram-se, em média, 1,1
interrupções curtas, com origem em centros
produtores, relativas a razões de segurança.
Quanto a interrupções curtas com origem
nas redes, verificou-se uma frequência média de 3,6 interrupções, 71% das quais por
causas próprias.
Neste período, o SAIFI de interrupções longas, com origem em centros produtores,
totalizou 3,1 interrupções, das quais 81% são
consequência de interrupções por causas
próprias e o restante devido a razões de
segurança.
3,08
Para as interrupções longas com origem nas
redes, verificou-se uma frequência média de
10,9 interrupções. Do valor referido, 82% deve-se a interrupções por causas próprias e o
restante a razões de serviço.
O padrão para este indicador foi respeitado.
3,66
1,13
18,73
Redes - Int. Curtas
Acordo c/ cliente
Razões de serviço
Redes - Int. Longas
Próprias
Reengate
101
4.8. São Jorge
Em S. Jorge verificou-se uma considerável
redução (26%) do número de ocorrências
registadas, em 2011, comparativamente a
2010. Esta redução, resultou numa redução
de interrupções em PdE da rede MT, de 41%,
totalizando 927.
592
média tensão
Interrupções
Na ilha de São Jorge, durante 2011, registaram-se 927 interrupções em pontos de entrega da rede em média tensão.
Nesta ilha, no ano em análise, não se verificaram interrupções curtas com origem em
centros produtores.
88
Das interrupções registadas, cerca de 27%
dizem respeito a interrupções curtas com
origem nas redes, sendo que estas são, predominantemente, por causas próprias (76%)
e devido a factos fortuitos ou de força-maior
(20%).
As interrupções longas, com origem em centros produtores, registadas durante este período foram 88, todas decorrentes de causas
próprias.
247
A maioria das interrupções registada (64%)
teve duração longa e origem nas redes.
Estas interrupções, caracterizam-se por serem predominantemente por causas próprias (51%) verificando-se que 30% são referentes a casos fortuitos ou de força-maior e
18% por razões de serviço.
927
Redes - Int. Curtas
Acordo c/ cliente
Razões de serviço
Redes - Int. Longas
Próprias
Reengate
102
O TIEPI para pontos de entrega da rede MT,
registado em São Jorge, durante 2011, foi de
7 horas e 13 minutos.
As interrupções curtas, com origem nas redes, contribuem com cerca de 6 minutos
para o valor global do indicador, sendo
preponderantemente resultante de interrupções por causas próprias (73%) e por casos
fortuitos ou de força-maior (20%).
6:55:38
Este indicador, quando referido a interrupções longas, com origem em centros produtores, atinge cerca de 11 minutos, sendo
resultante de interrupções por causas próprias.
As interrupções longas, com origem nas redes, resultaram num indicador TIEPI, para o
ano em análise, de 6 horas e 56 minutos.
Destacam-se as interrupções previstas por
razões de serviço (51%) contribuindo, também, as interrupções imprevistas por causas
próprias (24%) e os casos fortuitos ou de força-maior (23%).
0:11:28
Comparando o TIEPI de interrupções longas,
com origem nas redes, por causas próprias,
com o padrão estabelecido regulamentarmente, conclui-se que este foi inteiramente
respeitado.
0:05:50
Na zona C da ilha de São Jorge verificou-se,
em 2011, um valor de energia não distribuída
de 25,08 MWh.
7:12:57
Redes - Int. Curtas
Acordo c/ cliente
Razões de serviço
Redes - Int. Longas
Próprias
Reengate
sistema (SAIDI)
103
A duração média das interrupções em PdE
da rede MT do sistema da ilha de São Jorge
foi de cerca de 7 horas e 51 minutos.
curtas, com origem nas redes, teve um valor
inferior a 6 minutos, referente a interrupções
por causas próprias (74%) e casos fortuitos
(22%).
7:33:09
Para interrupções longas, com origem em
sistemas produtores registou-se, em 2011, um
valor de SAIDI de 12 minutos, na totalidade
referente a interrupções por causas próprias.
As interrupções longas, com origem nas redes, resultaram num indicador SAIDI de 7
horas e 33 minutos, salientando-se que cerca
de 51% deste valor é respeitante a intervenções nas redes, para ações de manutenção
ou investimento. Para o valor global contribuem também causas próprias (27%) e factos fortuitos ou de força-maior (20%).
0:12:14
O padrão definido a nível regulamentar
para o SAIDI (Zona de qualidade do tipo C)
foi comprido.
0:05:54
7:51:17
Redes - Int. Curtas
Acordo c/ cliente
Razões de serviço
Redes - Int. Longas
Próprias
Reengate
sistema (SAIFI)
104
Em 2011, na ilha de São Jorge, registaram-se,
em média, 10,2 interrupções em PdE da rede
de média tensão.
Constata-se a preponderância das redes
com origem no número médio de interrupções (91%).
6,49
Neste período, o valor do SAIFI para as interrupções curtas, com origem nas redes, foi de
2,7, na maioria relativas a interrupções por
causas próprias (76%) e factos fortuitos ou de
força-maior (20%).
Os centros produtores foram responsáveis,
em média, por cerca de uma interrupção
longa por PdE, totalmente devido a interrupções por causas próprias.
0,96
redes, constata-se uma frequência média
de interrupções do sistema de 6,5. Aproximadamente 51% do valor deste indicador é
resultante de interrupções por causas próprias, distribuindo-se o restante valor por
interrupções fortuitas (30%), razões de serviço
(18%) e acordo com o cliente (1%).
Comparativamente ao valor padrão, estabelecido regulamentarmente para a zona
de qualidade C existente nesta ilha, comprova-se o cumprimento do exigido.
2,73
10,17
Redes - Int. Curtas
Acordo c/ cliente
Razões de serviço
Redes - Int. Longas
Próprias
Reengate
105
baixa tensão
Interrupções
Na ilha de São Jorge registaram-se, no decorrer de 2011, 53342 interrupções em pontos de entrega da rede BT. Menos de 1%
destas interrupções teve origem na rede de
baixa tensão.
32 446
Neste período, para a ilha em questão, não
se verificaram interrupções curtas com origem em centros produtores.
Foram registadas 15482 interrupções curtas
com origem nas redes, das quais 77% dizem
respeito a interrupções por causas próprias e
18% se referem a casos fortuitos ou de forçamaior.
5 414
Com origem na produção, apuraram-se
5414 interrupções longas, na totalidade relativas a causas próprias.
As 32446 interrupções de duração longa e
origem nas redes registadas, repartem-se,
pelas causas que lhes dão origem, da seguinte forma: 50% são interrupções por causas próprias; 30% devem-se a casos fortuitos;
10% referem-se a razões de serviço.
O valor apurado para este indicador cumpre o estabelecido regulamentarmente.
15 482
53 342
Redes - Int. Curtas
Acordo c/ cliente
Razões de serviço
Redes - Int. Longas
Próprias
Reengate
sistema (SAIDI)
106
A duração média de interrupções, registada
em 2011 na ilha de São Jorge, foi de 6 horas
e 18 minutos.
O valor do indicador SAIDI, para interrupções
curtas com origem nas redes, foi de cerca
de 6 minutos. Aproximadamente 75% deste
tempo é relativo a interrupções por causas
próprias, 18% a interrupções fortuitas e 6%
deve-se a intervenções por razões de serviço.
6:17:45
As interrupções longas com origem em centros produtores, que ocorreram totalmente
por causas próprias, atingiram uma duração
média de12 minutos.
redes, registou-se um indicador SAIDI de 6
horas e 18 minutos, sendo que 54% deste
valor é referente a razões de serviço, 28%
devem-se a interrupções por causas próprias
e 18% do tempo referido resulta de casos
fortuitos ou de força-maior.
0:11:46
O indicador SAIDI cumpre inteiramente o
padrão definido no RQS.
0:05:56
6:35:27
Redes - Int. Curtas
Acordo c/ cliente
Razões de serviço
Redes - Int. Longas
Próprias
Reengate
sistema (SAIFI)
107
Durante 2011, registaram-se, em média, uma
frequência de 9,3 interrupções em PdE da
rede em baixa tensão desta ilha.
com origem nas redes, foi de 2,7. Aproximadamente 77% deste valor resulta de interrupções por causas próprias, verificando-se
também que 18% do valor referido se deve a
casos fortuitos e 5% a intervenções por razões de serviço.
5,64
A frequência média de interrupções longas,
com origem em centros produtores, foi inferior a 1, sendo totalmente referente a interrupções por causas próprias.
tiveram uma frequência média de 5,6 interrupções, valor que resulta em 50% de interrupções por causas próprias, em 31% de
casos fortuitos ou de força-maior e em 20%
de interrupções por razões de serviço.
0,93
Os padrões estabelecidos regulamentarmente foram inteiramente respeitados.
2,71
9,28
Redes - Int. Curtas
Acordo c/ cliente
Razões de serviço
Redes - Int. Longas
Próprias
Reengate
108
4.9. Pico
No decorrer de 2011, verificaram-se menos
47% ocorrências na ilha do Pico do que em
2010. Esta redução de 67 ocorrências resulta
em menos 2422 interrupções em PdE das
redes MT, menos 68%.
601
média tensão
Interrupções
No decorrer de 2011, foram registadas 1122
interrupções em PdE da rede MT da ilha do
Pico.
Não se tendo registado qualquer interrupção curta, com origem em centros produtores, verificaram-se 93 interrupções desta
natureza com origem nas redes. Estas foram,
na maioria, casos fortuitos ou de força-maior
(60%), tendo-se também verificado uma
elevada percentagem de interrupções por
causas próprias (39%).
428
No período em análise, foram registadas 428
produtores, na totalidade resultante de causas próprias.
Registaram-se 601 interrupções longas, com
origem nas redes, a maioria relativa a situações próprias (54%). Neste período, para a
mesma tipologia de interrupções, 34% destas
deveram-se a intervenções na rede, por
razões de serviço e 4% por acordo com o
cliente.
93
1 122
Redes - Int. Curtas
Acordo c/ cliente
Razões de serviço
Redes - Int. Longas
Próprias
Reengate
109
Em 2011, o tempo de interrupção equivalente da potência instalada, da rede em média
tensão, da ilha do Pico, foi de 3 horas e 6
minutos.
O tempo relativo a interrupções curtas com
origem nas redes é inferir a 1 minuto, repartindo-se entre o resultante de interrupções
fortuitas ou de força-maior (60%) e causas
próprias (40%).
2:32:10
Para as interrupções longas, com origem em
centros produtores, obteve-se um valor para
o indicador TIEPI de 32 minutos, totalmente
resultante de interrupções por causas próprias.
O valor atingido por este indicador resulta,
fundamentalmente, de interrupções longas,
com origem nas redes, totalizando 2 horas e
32 minutos. Aproximadamente 72% do tempo de interrupção equivalente é resultante
de interrupções por razões de serviço, contribuindo também: causas próprias (15%);
acordo com o cliente (12%) e fortuitas (1%).
0:32:23
O valor do indicador TIEPI, da ilha do Pico,
cumpriu inteiramente o padrão estabelecido
para esta ilha (zona de qualidade do tipo
C).
Na ilha do Pico, o valor de END, registado na
zona de qualidade de serviço C em 2011, foi
de 113,4 MWh.
0:00:55
3:05:28
Redes - Int. Curtas
Acordo c/ cliente
Razões de serviço
Redes - Int. Longas
Próprias
Reengate
sistema (SAIDI)
110
A duração média das interrupções registadas no Pico, durante 2011, foi de 4 horas e 7
minutos.
As interrupções curtas, com origem nas redes, contribuíram para o valor referido com
cerca de 1 minuto.
3:24:34
As interrupções longas, com origem em centros produtores, todas devido a causas próprias, tiveram uma duração média de 41
minutos.
Quando referido às interrupções longas,
com origem nas redes, o SAIDI atingiu as 3
horas e 25 minutos. A maioria deste tempo
deve-se a interrupções previstas para intervenções de manutenção e investimento
(82%), verificando-se que cerca de 14% se
deve a situações imprevistas por causas
próprias e 4% por acordo com o cliente.
0:41:29
O indicador SAIDI, para interrupções longas,
por causas próprias com origem nas redes,
ficou abaixo do padrão, cumprindo o estabelecido regulamentarmente.
0:01:05
4:07:09
Redes - Int. Curtas
Acordo c/ cliente
Razões de serviço
Redes - Int. Longas
Próprias
Reengate
sistema (SAIFI)
111
Na ilha do Pico, em 2011 registou-se uma
frequência média de interrupções do sistema de 6,6 interrupções.
curtas, com origem nas redes, foi de 0,6 interrupções.
3,53
centros produtores verificaram-se, neste
período, o SAIFI foi de 2,5interrupções, totalmente por causas próprias.
Relativamente a interrupções com origem
nas redes, de duração longa, registou-se um
SAIFI de 3,5 interrupções. Cerca de 54% deste valor refere-se a interrupções imprevistas
por causas próprias e 34% a razões de serviço.
2,51
O padrão estabelecido regulamentarmente
para este indicador foi totalmente cumprido.
0,55
6,59
Redes - Int. Curtas
Acordo c/ cliente
Razões de serviço
Redes - Int. Longas
Próprias
Reengate
112
baixa tensão
Interrupções
Na ilha do Pico, registaram-se 67344 interrupções em pontos de entrega da rede em
baixa tensão. Do número de interrupções
referido, 9% teve origem nas redes em baixa
tensão.
37 525
Num total de 5319 interrupções curtas com
origem nas redes, verifica-se que 37% se
devem a causas próprias e 65% são referentes a intervenções nas redes.
As 24500 interrupções longas e origem em
centros produtores foram inteiramente resultantes de causas próprias.
24 500
No ano em análise, foram contabilizadas
37525 interrupções longas com origem nas
redes, das quais 51% se referem a interrupções por causas próprias, 42% a razões de
serviço e 7% se devem a situações de forçamaior.
5 319
67 344
Redes - Int. Curtas
Acordo c/ cliente
Razões de serviço
Redes - Int. Longas
Próprias
Reengate
sistema (SAIDI)
113
No ano em análise, foi registado uma duração média de 5 horas e 52 minutos das interrupções em PdE de baixa tensão da ilha do
Pico.
As interrupções curtas com origem nas redes
tiveram uma duração média de 1 minuto,
na maioria resultante de interrupções por
razões de serviço (63%), com o contributo
em cerca de 37% de interrupções por causas próprias.
5:05:38
centros produtores, este indicador totalizou
45 minutos, resultante de interrupções por
causas próprias.
Com uma duração média de 5 horas e 6
minutos, relativa a interrupções longas com
origem nas redes, o indicador SAIFI decompõe-se em 85% do valor referente a interrupções por razões de serviço, 14% em consequência de interrupções por causas próprias
e 1% devido a factos fortuitos.
0:44:45
O padrão definido no RQS para este indicador foi cumprido.
0:01:10
5:51:34
Redes - Int. Curtas
Acordo c/ cliente
Razões de serviço
Redes - Int. Longas
Próprias
Reengate
sistema (SAIFI)
114
Na ilha do Pico, registou-se durante 2011
uma frequência média de 7,4 interrupções
em PdE da rede BT.
têm uma frequência média inferior a 0,6,
resultante de interrupções por causas próprias (37%) e, sobretudo, de casos fortuitos
ou de força-maior (63%).
4,13
As interrupções longas com origem em centros produtores apresentam uma frequência
média de 2,7, resultante de interrupções por
causas próprias.
redes, verificou-se um valor para este indicador de 4,1, o qual é composto em 51% por
interrupções por causas próprias, 42% por
interrupções por razões de serviço e 7% em
consequência de casos fortuitos.
2,69
Em relação ao padrão regulamentar para
este indicador, atesta-se o cumprimento do
mesmo.
0,59
7,40
Redes - Int. Curtas
Acordo c/ cliente
Razões de serviço
Redes - Int. Longas
Próprias
Reengate
115
4.10. Faial
Durante 2011 verificaram-se 88 ocorrências
na ilha do Faial, cerca de menos 10% do que
em 2010. Em resultado da referida redução,
o número de interrupções em PdE da rede
MT baixou 60% para 1154.
270
média tensão
Interrupções
Durante 2011, verificaram-se 1154 interrupções em pontos de entrega da rede MT da
ilha do Faial. Em virtude da maior concentração de PdE em zonas do tipo C, verificase a concentração do número de interrupções nesta zona de qualidade ed serviço.
Desta forma, do valor referido, apenas 27 se
registaram em zonas do tipo A.
761
Neste período, ocorreram 123 interrupções
curtas, com origem nas redes, 67% relativas a
razões de serviço. Em zonas do tipo A apenas se registaram 10 situações desta natureza, 9 das quais por razões de serviço e 1 a
pedido do cliente. Em zonas do tipo C, para
além de intervenções na rede (razões de
serviço), constata-se uma elevada percentagem de causas próprias (73%).
A maioria das interrupções longas, registadas nesta ilha, teve origem em centros produtores. A totalidade dos 761 casos registados ocorreu por causas próprias.
123
Das 270 interrupções longas, registadas tendo como origem as redes, 75% tiveram causas próprias. Verifica-se que cerca de 19%
desse valor é referente a razões de serviço e
7% por acordo com o cliente. Nas zonas do
tipo A, registaram-se apenas 27 interrupções,
48% por razões de serviço e 44% por acordo
com o cliente. Nas zonas do tipo C registaram-se 243 interrupções, a maioria das
1 154
Redes - Int. Curtas
Acordo c/ cliente
Razões de serviço
Redes - Int. Longas
Próprias
Reengate
116
quais por causas próprias (82%) e as demais
por razões de serviço (15%) e por acordo com
o cliente (2%).
174
980
27
243
137
624
10
113
Zona A
Zona C
Redes - Int. Curtas
Acordo c/ cliente
Razões de serviço
Redes - Int. Longas
Próprias
Reengate
117
O TIEPI registado na ilha do Faial em 2011
totalizou 2 horas e 10 minutos.
O valor do indicador para interrupções curtas é, como esperado, residual (1 minuto).
0:58:54
À semelhança do verificado com o número
de interrupções, o maior contributo para o
valor global deste indicador é referente a
produtores. Para a ilha do Faial este indicador totalizou 2 horas e 11 minutos, na totalidade relativo a interrupções por causas
próprias, correspondendo a: 1 hora e 45
minutos em zonas do tipo A e 2 horas e 38
minutos em zonas do tipo C.
Considerando apenas as interrupções longas com origem nas redes, o TIEPI resultante
para esta ilha foi de 59 minutos. Este valor
resulta de interrupções por causas próprias
(27%), acordo com o cliente (36%) e razões
de serviço (37%).
2:10:57
Ao nível das zonas de qualidade de serviço
constata-se um valor substancialmente mais
baixo em zonas do tipo A, 25 minutos, quando comparando com zonas do tipo C, onde
este indicador atingiu 1 hora e 38 minutos.
Nas zonas do tipo A, o valor do indicador é
resultante, sobretudo, de razões de serviço e
por acordo com o cliente (48%) Em zonas do
tipo C é mais sentida a influência de interrupções por causas próprias (35%), sendo,
naturalmente, menor a expressão das interrupções por razões de serviço (32%) e por
0:01:11
O indicador TIEPI cumpriu totalmente os padrões definidos em sede do RQS para as
zonas A e C.
3:11:01
Em 2011, o valor da END na ilha do Faial foi
de 12,28 MWh, para a zona de qualidade de
serviço A, e de 24,66MWh para a zona C.
Redes - Int. Curtas
Acordo c/ cliente
Razões de serviço
Redes - Int. Longas
Próprias
Reengate
118
2:10:04
4:21:11
0:25:19
1:37:38
1:44:44
2:41:02
0:00:01
0:02:31
Zona A
Zona C
Redes - Int. Curtas
Acordo c/ cliente
Razões de serviço
Redes - Int. Longas
Próprias
Reengate
sistema (SAIDI)
119
A duração média das interrupções registadas em PdE da rede MT da ilha do Faial,
durante 2011, foi de cerca de 3 horas e 23
minutos. Quando referido às zonas de qualidade de serviço, o SAIDI foi de 2 horas e 11
minutos em zonas do tipo A, e de 3 horas e
58 minutos em zonas do tipo C.
0:55:24
O valor do SAIDI, para interrupções curtas,
com origem nas redes, tem um valor inferior
a 2 minutos. Este valor resulta sobretudo de
interrupções por causas próprias, exceto em
zonas do tipo A, onde estas não ocorreram
durante 2011.
As interrupções de duração longa, com
origem em centros produtores, tiveram uma
duração média de 2 horas e 26 minutos. Nas
zonas do tipo A este indicador teve um valor
de 1 hora e 45 minutos sendo em zonas do
tipo B de 2 horas e 46 minutos. O valor destes
indicadores resulta inteiramente de interrupções por causas próprias.
2:26:09
Para as interrupções longas, com origem nas
redes, verifica-se um valor de SAIDI para a
ilha do Faial de 55 minutos. Em zonas do tipo
A este indicador foi de 27 minutos, sobretudo
por razões de serviço (59%) e por acordo
com o cliente (41%). Para as zonas do tipo C,
com 1 hora e 9 minutos, preponderam as
interrupções por causas próprias (67%). As
razões de serviço tiveram um peso de 22%
no valor deste indicador e as interrupções
por acordo com o cliente tiveram um peso
de 11%.
0:01:41
Face aos padrões estabelecidos regulamentarmente constata-se o cumprimento dos
mesmos nas zonas A e C.
3:23:14
Redes - Int. Curtas
Acordo c/ cliente
Razões de serviço
Redes - Int. Longas
Próprias
Reengate
120
2:11:31
3:58:21
0:26:58
1:09:21
1:44:31
2:46:30
0:00:02
0:02:30
Zona A
Zona C
Redes - Int. Curtas
Acordo c/ cliente
Razões de serviço
Redes - Int. Longas
Próprias
Reengate
sistema (SAIFI)
121
Na ilha do Faial, no decorrer de 2011, registou-se uma frequência média de 8,6 de
interrupções por ponto de entrega, da rede
em média tensão. Nas zonas do tipo A este
valor atingiu as 4,0 interrupções e em zonas
do tipo C foi de 10,9 interrupções.
2,02
com origem nas redes foi de 0,9, maioritariamente por causas próprias (67%). Em zonas
do tipo A o SAIFI foi de 0,2 interrupções e em
zonas C foi de 1,3 interrupções.
O SAIFI do Faial, referente a interrupções
longas com origem em centros produtores
foi de 5,7. Em zonas do tipo A, este indicador
foi de 3,1 interrupções e em zonas do tipo C
de 7,0 interrupções. Estas interrupções foram
imprevistas e tiveram causas próprias.
5,69
Ao nível das interrupções curtas, com origem
nas redes, a frequência média foi de 2,0
interrupções para a ilha. Ao nível das zonas
de qualidade de serviço, registaram-se, em
média, 0,6 interrupções em zonas do tipo A e
2,7 em zonas do tipo C. Nas zonas de qualidade de serviço A, o valor do indicador
resulta, particularmente, de razões de serviço (48%) e de acordo com o cliente (44%).
Nas zonas do tipo C, a maior parte do valor
do indicador resulta de interrupções por
causas próprias (82%).
0,92
Os padrões estabelecidos pelo RQS para
este indicador foram totalmente respeitados.
8,62
Redes - Int. Curtas
Acordo c/ cliente
Razões de serviço
Redes - Int. Longas
Próprias
Reengate
122
4,0
10,9
0,61
2,71
3,11
6,95
0,23
1,26
Zona A
Zona C
Redes - Int. Curtas
Acordo c/ cliente
Razões de serviço
Redes - Int. Longas
Próprias
Reengate
baixa tensão
Interrupções
No ano de 2011, foram assinaladas 64165 interrupções em pontos de entrega da rede BT da
ilha do Faial. Em zonas do tipo A, o número de
interrupções foi de 13404 e em zonas do tipo C
foi de 50761. Salienta-se que menos de 0,5%
das referidas interrupções têm origem na rede
BT.
Neste ano não se registaram interrupções
curtas com origem em centros produtores.
Estas interrupções foram, maioritariamente,
devidas a causas próprias (68%) e as restantes
por razões de serviço, embora com comportamentos distintos nas diferentes zonas de
qualidade.
123
As interrupções longas com origem em centros produtores, num total de 44098, registadas
durante este ano foram inteiramente devido a
causas próprias.
O número de interrupções longas com origem
nas redes, 13516, foi predominantemente resultado de causas próprias (85%), tendo-se
registado cerca de 13% deste valor por razões
de serviço e 1% por acordo com os clientes.
As interrupções curtas com origem nas redes,
registadas neste período, num total de 6551,
atingiram, sobretudo, PdE de zonas do tipo B.
13 404
50 761
953
12 563
11 723
32 375
728
5 823
Zona A
Zona C
Redes - Int. Curtas
Acordo c/ cliente
Razões de serviço
Redes - Int. Longas
Próprias
Reengate
Duração média das interrupções do sistema (SAIDI)
Em 2011, o indicador SAIDI, para PdE da rede
BT da ilha do Faial, atingiu as 2 horas e 4 minutos em zonas do tipo A e 4 horas em zonas do
tipo C.
Relativo a interrupções curtas com origem nas
redes, o indicador resultante de 2011 é residual: 3 segundos em zonas do tipo A e menos de
3 minutos em zonas do tipo C.
As interrupções longas, com origem em centros produtores, apresentam um valor de SAIDI
de 1 hora e 58 minutos em zonas do tipo A e
de 2 horas e 56 minutos em zonas do tipo C.
Estes valores resultam de interrupções por
causas próprias.
Considerando apenas interrupções longas
com origem nas redes, apuraram-se os seguintes valores do indicador SAIDI: zonas A, 5 minutos, zona C, 1 hora e 1 minuto. Em zonas do
tipo A, 58% do tempo registado é referente a
razões de serviço. Para as zonas do tipo C, a
proporção varia, sendo as interrupções por
causas próprias responsáveis por cerca de
79% daquele tempo e as interrupções previstas por razões de serviço por cerca de 20%.
Os padrões definidos foram cumpridos nas
zonas A e C.
2:03:19
4:00:04
0:05:09
1:00:55
1:58:07
2:56:24
0:00:03
0:02:46
Zona A
Zona C
Redes - Int. Curtas
Acordo c/ cliente
Razões de serviço
124
Redes - Int. Longas
Próprias
Reengate
sistema (SAIFI)
tipo C, em resultado de interrupções por causas próprias.
Na ilha do Faial, a frequência média de interrupções registada foi de 4,0 em zonas do tipo
A e 11,6 em zonas do tipo C.
Relativamente às interrupções com origem
nas redes, de duração longa, registou-se uma
frequência média de 0,3 interrupções em
zonas do tipo A e de 2,9 em zonas do tipo C.
Em zonas do tipo A prepondera, no valor do
indicador, a influência de interrupções por
causas próprias (85%) e de razões de serviço
(13%). Nas zonas do tipo C, mantém-se as
causas referidas, com contributos ligeiramente
diferentes: 84% relativos a interrupções por
causas próprias e 16% a razões de serviço.
apresentaram uma frequência média de 0,2
em zonas do tipo A e 1,3 em zonas do tipo C,
constatando-se uma maior influência de interrupções por causas próprias em zonas do tipo
C, relativamente a zonas do tipo A.
Neste ano, com referência a interrupções
longas com origem em centros produtores,
verificou-se uma frequência média de 3,5
interrupções em zonas A e de 7,4 em zonas do
Os padrões regulamentares foram cumpridos
nas duas zonas.
4,02
11,64
0,29
2,88
3,52
7,43
0,22
1,33
Zona A
Zona C
Redes - Int. Curtas
Acordo c/ cliente
Razões de serviço
125
Redes - Int. Longas
Próprias
Reengate
126
4.11. Flores
Emboras se tenham verificado mais 19 ocorrências na ilha das Flores, durante 2011,
comparativamente ao ano de 2010, o número de interrupções em PdE da rede MT foi
inferior em 37%, ou seja, 496.
191
média tensão
Interrupções
Na ilha das Flores, em 2011, registaram-se 496
interrupções em pontos de entrega da rede
em média tensão.
219
Neste ano, verificaram-se 86 interrupções
curtas, 29 das quais com origem nas redes e
57 em centros produtores. As interrupções
curtas, com origem em centros produtores,
são maioritariamente por razões de segurança (96%). Quando com origem nas redes,
estas interrupções devem-se principalmente
a razões de serviço (48%), causas fortuitas ou
de força-maior (34%) e causas próprias
(17%).
29
Neste período, registaram-se 219 interrupções longas com origem em centros produtores, 50% das quais por razões de segurança e 50% por causas próprias.
Das 191 interrupções longas com origem nas
redes, 34% são referentes a causas próprias,
28% por razões de serviço e 27% por casos
fortuitos ou de força maior.
57
496
Redes - Int. Curtas
Acordo c/ cliente
Razões de serviço
Redes - Int. Longas
Próprias
Reengate
4:05:22
127
O indicador TIEPI, de 2011, para a ilha das
Flores, totalizou 5 horas e 14 minutos.
O valor deste indicador para as interrupções
curtas é pequeno, não atingindo os 2 minutos quando a origem das interrupções são os
centros produtores e tendo menos de 1 minuto para interrupções com origem nas redes.
Para interrupções longas com origem nos
centros produtores, apurou-se um valor do
TIEPI de 1 hora e 6 minutos, 52% relativos a
1:06:15
Com um valor, para 2011, de 4 horas e 5
minutos, o indicador TIEPI da ilha das Flores
resulta em grande parte de casos fortuitos
ou de força-maior (39%). Cerca de 35%, do
valor deste indicador, resulta de interrupções
previstas por razões de serviço.
Comparativamente ao padrão estabelecido, verifica-se que o indicador ficou abaixo
do mesmo, cumprindo o estabelecido regulamentarmente.
0:00:57
A END, verificada em 2011 na zona C da ilha
das Flores, foi de 6,84 MWh.
0:01:51
5:14:24
Redes - Int. Curtas
Acordo c/ cliente
Razões de serviço
Redes - Int. Longas
Próprias
Reengate
sistema (SAIDI)
5:16:44
128
A duração média das interrupções em PdE
da rede MT da ilha das Flores, em 2011, foi
de 6 horas e 30 minutos.
A duração média de interrupções curtas é
muito reduzida, tanto para as interrupções
com origem em centros produtores como
com origem nas redes.
Totalizando 1 hora e 10 minutos, o TIEPI relativo a interrupções longas, com origem em
centros produtores, teve repartição idêntica
entre situações próprias e razões de segurança.
1:10:43
Para as interrupções longas com origem nas
redes, com 5 horas e 17 minutos de TIEPI
registado em 2011, constata-se que 41% se
refere a interrupções fortuitas ou de forçamaior, 28% são relativas a interrupções por
razões de serviço e 19% por causas próprias.
Face ao padrão estabelecido para este
indicador, verifica-se o cumprimento do
mesmo.
0:01:15
0:01:47
6:30:29
Redes - Int. Curtas
Acordo c/ cliente
Razões de serviço
Redes - Int. Longas
Próprias
Reengate
sistema (SAIFI)
4,43
129
Em 2011registaram-se, em média, 11,5 interrupções em pontos de entrega da rede em
média tensão da lha das Flores.
O valor do indicador SAIFI para interrupções
curtas com origem em centros produtores
atinge as 1,4 interrupções, sendo que 97%
deste valor se refere a razões de segurança.
Neste ano registou-se, em média, menos de
uma interrupção curta com origem nas redes (0,7). Preponderantemente por razões
de serviço (49%), verifica-se que cerca de
34% do valor do indicador é resultante de
casos fortuitos e 17% é relativo a interrupções
5,07
As interrupções longas com origem em centros produtores apresentam uma frequência
média de 5,1 interrupções, 51% referente a
razões de segurança e 49% por causas próprias.
Neste ano registou-se uma frequência média
de 4,4 interrupções curtas com origem nas
redes. O valor apurado para este indicador,
37% refere-se a interrupções por causas próprias, contribuindo também de forma relevante: as interrupções por razões de serviço
(29%) e casos fortuitos (26%).
0,68
O padrão estabelecido foi respeitado.
1,35
11,54
Redes - Int. Curtas
Acordo c/ cliente
Razões de serviço
Redes - Int. Longas
Próprias
Reengate
baixa tensão
10 811
130
Interrupções
Na ilha das Flores, contabilizaram-se 29434
interrupções em PdE da rede em baixa tensão, das quais apenas 1% teve origem na
própria rede BT.
Verificaram-se 2830 interrupções curtas, com
origem em centros produtores, por razões de
segurança.
registadas neste período totalizaram 1127,
53% das quais por casos fortuitos ou de força-maior, 32% por causas próprias e 15%
devido a razões de serviço.
14 666
Tendo origem em centros produtores, registaram-se, neste período, 14666 interrupções
longas. Destas, 59% referem-se a interrupções por causas próprias e as demais por
Quanto a interrupções longas com origem
nas redes, verificaram-se 10811, com cerca
de 40% a referirem-se a interrupções por
causas próprias, 33% a casos fortuitos e 23%
por razões de serviço.
1 127
2 830
29 434
Redes - Int. Curtas
Acordo c/ cliente
Razões de serviço
Redes - Int. Longas
Próprias
Reengate
sistema (SAIDI)
5:58:25
131
Em 2011, a duração média das interrupções
de PdE de BT da ilha das Flores foi de 7 horas
e 20 minutos.
curtas é residual, não representando 1% do
valor do indicador.
centros produtores, registou-se um SAIDI de 1
hora e 19 minutos, valor para o qual contribuem as interrupções por causas próprias
(57%) e por razões de segurança (43%).
1:19:23
resultaram num SAIDI de 5 horas e 58 minutos. Verifica-se que cerca de 53% deste
tempo é relativo a interrupções por casos
fortuitos ou de força-maior, 25% de interrupções imprevistas por causas próprias, representando as interrupções por razões de serviço cerca de 16% do tempo apresentado.
O padrão definido pelo RQS para este indicador foi integralmente cumprido.
0:00:46
0:01:35
7:20:09
Redes - Int. Curtas
Acordo c/ cliente
Razões de serviço
Redes - Int. Longas
Próprias
Reengate
sistema (SAIFI)
4,53
132
No ano em análise, verificou-se uma frequência média de 12,3 interrupções nos PdE
desta ilha.
Este indicador, quando referido a interrupções curtas com origem em centros produtores, foi em 2011 de 1,2 interrupções, na
totalidade refentes a situações por causas
próprias.
apresentam um valor de SAFI de 0,5, resultando em cerca de 52% de interrupções por
casos fortuitos ou de força-maior, em 32% de
interrupções por causas próprias e 16% relativo a razões de serviço.
6,12
Em 2011, verificou-se uma frequência média
de 6,1 interrupções longas com origem em
centros produtores, valor do qual 59% é relativo a causas próprias e o restante a razões
de segurança.
redes, constata-se uma frequência média
de 4,5 interrupções. Para este indicador contribuem, principalmente: interrupções por
causas próprias (40%); casos fortuitos ou de
força-maior (33%); e interrupções previstas
por razões de serviço (23%).
0,47
O padrão estabelecido para este indicador
foi cumprido.
1,21
12,33
Redes - Int. Curtas
Acordo c/ cliente
Razões de serviço
Redes - Int. Longas
Próprias
Reengate
Número de interrupções e SAIFI
133
4.12. Corvo
Na ilha do Corvo, no decorrer de 2011, apenas se verificara 4 ocorrências/interrupções
longas que tiveram origem no centro produtor desta ilha.
4
média tensão
Interrupções
Durante o ano de 2011, registaram-se 4 interrupções do único ponto de entrega da rede
MT desta ilha, com origem na central térmica do Corvo. Uma destas interrupções foi
devido a razões de segurança e as restantes
TIEPI e SAIDI
00:41:50
No período em análise, o valor do TIEPI foi de
cerca de 42 minutos.
A energia não distribuída na zona C da ilha
em estudo atinge os 0,11 MWh.
sistema (SAIDI)
Em 2011, o SAIDI da ilha do Corvo foi de 42
minutos.
sistema (SAIFI)
Na ilha do Corvo, verificou-se um SAIFI de 4.
Redes - Int. Curtas
Acordo c/ cliente
Razões de serviço
Redes - Int. Longas
Próprias
Reengate
baixa tensão
134
Interrupções
Em 2011, verificaram-se 2745 interrupções em
pontos de entrega da rede em baixa tensão
da ilha do Corvo. Nesta ilha, cerca de 30%
das interrupções verificadas têm origem na
baixa tensão.
836
origem na central térmica do Corvo, que se
deram por causas própria.
Das 1677 interrupções longas registadas,
com origem na central térmica, 84% deveram-se a causas próprias e as restantes a
As interrupções longas com origem na rede
(todas com origem na rede BT), num total de
836, repartiram-se entre situações de causas
próprias (54%) e razões de serviço.
1 677
232
2 745
Redes - Int. Curtas
Acordo c/ cliente
Razões de serviço
Redes - Int. Longas
Próprias
Reengate
sistema (SAIDI)
135
Na ilha do Corvo, verificou-se uma duração
média das interrupções de PdE da rede BT
de 6 horas e 40 minutos.
Do tempo referido, cerca de 3 minutos
correspondem a interrupções curtas com
origem na central térmica, por causas
próprias.
5:10:41
O indicador SAIDI, para interrupções longas
com origem em centros produtores, atingiu 1
hora e 27 minutos, em que 80% deste tempo
é relativo a interrupções por causas próprias
e o restante a razões de segurança.
redes, verifica-se uma duração média de 5
horas e 11 minutos, com cerca de 86% deste
tempo relativo a razões de serviço e o
demais por causas próprias.
1:26:52
O padrão definido pelo RQS para este
indicador foi inteiramente respeitado.
0:02:37
6:40:10
Redes - Int. Curtas
Acordo c/ cliente
Razões de serviço
Redes - Int. Longas
Próprias
Reengate
sistema (SAIFI)
136
Na ilha do Corvo, registaram-se, em média,
10,9 interrupções por ponto de entrega da
rede em baixa tensão.
As interrupções curtas com origem no centro
produtor tiveram uma frequência média de
0,9, derivada de interrupções por causas
próprias.
3,33
O SAIFI, para interrupções longas com origem no centro produtor desta ilha, foi de
6,7, 84% devido a interrupções por causas
próprias.
Neste ano registaram-se, em média, 3,3 interrupções longas com origem na rede BT, 55%
das quais por causas próprias e as restantes
por razões de serviço.
6,65
Face aos padrões regulamentares, afere-se
o cumprimento do indicador SAIFI.
0,94
10,92
Redes - Int. Curtas
Acordo c/ cliente
Razões de serviço
Redes - Int. Longas
Próprias
Reengate
4.13. Indicadores individuais da continuidade de serviço
Se os indicadores de carácter geral referem-se
à totalidade dos clientes, os indicadores de
natureza individual reportam-se por ponto de
entrega, por cliente ou por ponto de ligação
de um produtor. Sempre que se verifique o
incumprimento destes indicadores, os clientes
têm direito às compensações estipuladas no
ponto 1 do artigo 47º do RQS.
Com base no número e duração acumulada
das interrupções em cada PdE da rede de
distribuição (BT e MT), verificou-se, por confronto com os padrões estabelecidos no RQS, a
existência de algumas situações de incumprimento. Seguindo criteriosamente o estabelecido neste regulamento, excluindo as interrupções que este prevê, identificaram-se os
clientes cujos padrões individuais de qualidade de serviço não tinham sido cumpridos, em
número ou em duração. Nas tabelas seguintes
constam os padrões estipulados no RQS.
No ano de 2011, verificaram-se 536 situações
de incumprimento dos padrões individuais de
qualidade de serviço Este número representa
Zona de Qualidade de Serv iço
menos de 1% do número de clientes da EDA.
Das 9 ilhas que compõem o arquipélago dos
Açores, 4 viram clientes serem compensados.
Como podemos constatar pela tabela “Número total de compensações” a grande maioria dos clientes a serem compensados são
de baixa tensão, cerca de 95,1%, e pertencem às ilhas Santa Maria, São Miguel, Terceira
e Faial com 0,2%, 0,2%, 99,3 e 0,4%, respetivamente.
O total das situações de incumprimento dos
indicadores individuais de qualidade de serviço totalizou uma quantia de 5 171,3€. Apesar
da média tensão ter apenas 4,9% do número
de situações de incumprimento, representa
cerca de 88 % do valor das compensações.
No ano de 2011, verificaram-se 536 situações
de incumprimento dos padrões individuais de
qualidade de serviço Este número representa
menos de 1% do número de clientes da EDA.
Das 9 ilhas que compõem o arquipélago dos
Açores, 4 viram clientes serem compensados.
Média Tensão
Baixa tensão
A
9
13
B
22
28
C
44
50
Gráfico 4-1 Número de interrupções por ano
Zona de Qualidade de Serv iço
Média Tensão
Baixa tensão
A
4
6
B
9
11
C
22
27
Gráfico 4-2 Duração total das interrupções (horas por ano)
137
Como podemos constatar pela tabela “Número total de compensações” a grande maioria dos clientes a serem compensados são
de baixa tensão, cerca de 95,1%, e pertencem às ilhas Santa Maria, São Miguel, Terceira
e Faial com 0,2%, 0,2%, 99,3 e 0,4%, respetivamente.
Zona
O total das situações de incumprimento dos
indicadores individuais de qualidade de serviço totalizou uma quantia de 5 171,3€. Apesar
da média tensão ter apenas 4,9% do número
de situações de incumprimento, representa
cerca de 88 % do valor das compensações.
Número
BT <20,7
BT >=20,7
Duração
MT
BT <20,7
BT >=20,7
MT
Total
Santa Maria
C
1
1
São Miguel
A
1
1
Terceira
A
306
19
14
174
1
1
15
176
8
11
532
Faial
A
Total EDA
306
19
2
9
11
536
Gráfico 4-3 Número total de compensações
Número
Zona
BT <20,7
BT >=20,7
Duração
MT
BT <20,7
BT >=20,7
Total
MT
SANTA MARIA
18,6
C
18,6
SÃO MIGUEL
7,0
A
7,0
TERCEIRA
A
334,1
77,0
1320,0
75,8
80,0
0,6
1400,0
95,0
111,6
3146,6
5065,1
Faial
A
Total EDA
334,1
77,0
80,6
118,6
3146,6
5171,3
Gráfico 4-4 Valor total de compensações (€)
De acordo com a tabela seguinte, de forma a
melhorar a Qualidade de Serviço, verifica-se
que 388,2€ do total de 5 171,3€ reverteram
para o Fundo de Reforço dos Investimentos
das respetivas zonas. Das 536 situações de
clientes com direito a indemnização, 54 de-
ram, efetivamente, origem a compensação a
clientes enquanto as restantes 482 reverteram
para o Fundo de Reforço dos Investimentos
das respetivas zonas, de forma a melhorar a
sua Qualidade de Serviço.
138
139
Número de compensações
Zona
Montante (€)
Número
Duração
Total
Número
Duração
Total
306,0
175,0
481,0
314,1
73,5
387,6
0,6
0,6
74,1
388,2
Terceira
A
Faial
0,0
A
Total EDA
0,0
1,0
1,0
306,0
176,0
482,0
314,1
Tabela 4-1 Compensações que revertem para o fundo de reforço de investimento
De acordo com a Erro! A origem da referência
não foi encontrada., na Região Autónoma dos
Açores, em 2011, registaram-se 2 situações
onde ocorreram incumprimentos de duração
e número em simultâneo.
BT <20,7
Zona
Total
Número
Duração
2
0
2
2
0
2
Terceira
A
Total EDA
Tabela 4-2 Nº de situações com incumprimentos de duração e número em simultâneo
140
5. Qualidade da onda de tensão
A qualidade da energia entregue aos consumidores, que é definida pela forma da onda
de tensão, está diretamente relacionada com
a qualidade da onda de tensão da rede.
Embora existam uma série de índices para
qualificar a onda de tensão, serão, em última
estancia, os equipamentos dos consumidores
a determinar a qualidade da mesma. Com a
crescente automatização das indústrias, a
qualidade da forma da onda de tensão torna-se cada vez mais relevante considerando
que, a falta de regulação da mesma pode
acarretar custos elevados, principalmente,
para os consumidores industriais.
5.1. Plano de monitorização
A EDA propôs-se efetuar a monitorização da
qualidade da onda de tensão em 2011, nos
pontos da sua rede de transporte e distribuição e com as durações apresentadas nas
Tabela 5-1,Tabela 5-2 e Tabela 5-3
De acordo com o estipulado no Regulamento
de Qualidade de Serviço, compete à concessionária de transporte e distribuição garantir
que a energia elétrica fornecida cumpre o
especificado nas normas e/ou regulamentos,
sendo que, os parâmetros da qualidade da
onda de tensão devem ser monitorizados
numa amostra da rede segundo um plano a
submeter a aprovação à Direção Regional do
Comércio, Industria e Energia, competindo à
entidade reguladora (ERSE) a fiscalização do
cumprimento deste plano.
141
I lha
SE
Barramento
Linha
PT
Nome
S. MARIA
AEROPORTO
6
-
-
-
PERMANENTE
AEROPORTO
10
-
-
-
PERMANENTE
CALDEIRÃO
60
-
-
-
PERMANENTE
CALDEIRÃO
30
-
-
-
PERMANENTE
MILHAFRES
30
-
-
-
PERMANENTE
PONTA DELGADA
10
-
-
-
PERMANENTE
S. ROQUE
10
-
-
-
PERMANENTE
AEROPORTO
10
-
-
-
PERMANENTE
LAGOA
10
-
-
-
PERMANENTE
LAGOA
30
-
-
-
PERMANENTE
FOROS
10
-
-
-
PERMANENTE
FOROS
30
-
-
-
PERMANENTE
FOROS
60
-
-
-
PERMANENTE
VILA FRANCA
10
-
-
-
PERMANENTE
BELO JARDIM
15/30
-
-
-
PERMANENTE
VINHA BRAVA
15
-
-
-
PERMANENTE
ANGRA HEROÍSMO
15
-
-
-
PERMANENTE
LAJES
15/6,9
-
-
-
PERMANENTE
QUATRO RIBEIRAS
15
-
-
-
PERMANENTE
GRACIOSA
QUITADOURO
15
-
-
-
PERMANENTE
S. JORGE
CAMINHO NOVO
15
-
-
-
PERMANENTE
PICO
MADALENA
15
-
-
-
PERMANENTE
LAJES
15
-
-
-
PERMANENTE
S. ROQUE
30
-
-
-
PERMANENTE
S. ROQUE
15
-
-
-
PERMANENTE
FAIAL
STA. BARBARA
15
-
-
-
PERMANENTE
FLORES
ALÉM FAZENDA
0,4
-
-
-
PERMANENTE
FLORES
ALÉM FAZENDA
15
-
-
-
PERMANENTE
CORVO
CORVO
15
-
-
-
PERMANENTE
S. MIGUEL
TERCEIRA
Tipo de Carga
Tabela 5-1 Pontos de monitorização permanente em 2011
2011
I lha
SE
Barramento
Linha
(kV)
S. MARIA
AEROPORTO
6
142
PT
Nome
63
F.S. BRÁS
Tipo de carga
59% Residencial
VILA DO PORTO
29% Com./ Ind.
12% Outros
87% Residencial
S. MIGUEL
MILHAFRES
30
SETE CIDADES
202
JARDIM
8% Com./Ind.
4% Outros
77% Residencial
S. MIGUEL
MILHAFRES
31
CAPELAS
432
Q. DO ROSARIO
23% Com./Ind.
0% Outros
89% Residencial
S. MIGUEL
FOROS
30
FOROS CALHETAS
249
CAN. GRANDE
6% Com./Ind.
4% Outros
95% Residencial
S. MIGUEL
P.DELGADA
10
PONTA DELGADA 1
103
URB.A.LAR
2% Com./Ind.
3% Outros
S. MIGUEL
MILHAFRES
30
MILHAFRES LIVRAMENTO
480
L.A.ILHA
S. MIGUEL
LAGOA
30
LAGOA LIVRAMENTO
413
DR. L. FRANCO
100% Residencial
77% Residencial
13% Com./Ind.
11% Outros
90% Residencial
S. MIGUEL
FOROS
30
FOROS NORDESTE
40
L.DO LOUÇÃO
6% Com./Ind.
4% Outros
57% Residencial
S. MIGUEL
PS FURNAS
30
FURNAS POVOAÇÃO
38
V. POVOAÇÃO
16% Com./Ind.
27% Outros
TERCEIRA
TERCEIRA
TERCEIRA
TERCEIRA
GRACIOSA
VINHA BRAVA
15
VINHA BRAVA
15
BELO JARDIM
15
VINHA BRAVA
15
QUITADOURO
15
VB/FONTINHAS
(ALTARES)
VB/SMATEUS
(CIRCUNVALAÇÃO)
PRAIA VITORIA 1
(PRAIA A)
VB 2
(ANGRA 2)
SANTA CRUZ 1
50% Com./Ind.
27
BARRACA
34
SANTA BÁRBARA 6% Com./Ind.
50% Outros
88% Residencial
5% Outros
75% Residencial
134
POÇO DA AREIA
12% Com./Ind.
14% Outros
181
40
PORTÕES SÃO
PEDRO
P. DA JUSTIÇA
0% Residencial
0% Com./Ind.
100% Outros
87% Residencial
9% Com./Ind.
4% Outros
94% Residencial
S. JORGE
CAMINHO NOVO
15
RELVINHA/ TOPO
39
CRUZAL
3% Com./Ind.
3% Outros
85% Residencial
PICO
LAJES
15
LAJES / PIEDADE
54
SANTA CRUZ
8% Com./Ind.
7% Outros
PICO
PICO
FAIAL
MADALENA
MADALENA
STA. BARBARA
15
15
15
MADALENA /
S. MATEUS
MADALENA /
SANTA LUZIA
STA BARBARA /
COVÕES
86% Residencial
35
MIRATECA
6% Com./Ind.
8% Outros
85% Residencial
17
IGREJA
9% Com./Ind.
5% Outros
75% Residencial
88
COVÕES
0% Com./Ind.
25% Outros
8% Residencial
FAIAL
STA. BARBARA
15
S. BARBARA 2
39
F. DA BALEIA
17% Com./Ind.
75% Outros
84% Residencial
FLORES
ALÉM FAZENDA
15
PONTA DELGADA
6
CEDROS
3% Com./Ind.
13% Outros
Tabela 5-2 Pontos monitorizados no 1º semestre de 2011
143
I lha
SE
Barramento
Linha
(kV)
PT
Nome
S. MARIA
AEROPORTO
10
ALMAGREIRA
61
P. FORMOSA
S. MIGUEL
MILHAFRES
30
MILHAFRES/ LIVRAMENTO
478
S. OUTEIRO
S. MIGUEL
FOROS
30
FOROS/ CALHETAS
424
MAGNÓLIA
Tipo de
carga
80% Residencial
9% Com./Ind.
11% Outros
100% Com./Ind.
33% Residencial
67% Com./Ind.
0% Outros
79% Residencial
S. MIGUEL
MILHAFRES
30
MILHAFRES CAPELAS
99
AFLITOS
S. MIGUEL
MILHAFRES
30
MILHAFRES SETE CIDADES
471
E.B. FERRARIA
S. MIGUEL
FOROS
10
R.GRDE 3
362
URB. S. LUZIA
9% Com./Ind.
12% Outros
100% Com./Ind.
90% Residencial
5% Com./Ind.
5% Outros
91% Residencial
S. MIGUEL
LAGOA
10
CABOUCO
420
L. NOBÉLIA MARTINS
3% Com./Ind.
7% Outros
89% Residencial
S. MIGUEL
FOROS
30
FOROS/NORDESTE
42
FAIAL DA TERRA
5% Com./Ind.
6% Outros
93% Residencial
S. MIGUEL
SÃO ROQUE
10
SRQ2
369
LOT. ATALHADA
2% Com./Ind.
4% Outros
TERCEIRA
TERCEIRA
TERCEIRA
TERCEIRA
ANGRA HEROÍSMO 15
VINHA BRAVA
15
ANGRA HEROÍSMO 15
VINHA BRAVA
15
ANGRA 6
(ANGRA 1)
VB 2
(ANGRA 2)
ANGRA 3
(CIDADE C)
VB/SMATEUS
(CIRCUNVALAÇÃO)
91% Residencial
110
DESTERRO
7% Com./Ind.
2% Outros
73% Residencial
22
DREPA
19% Com./Ind.
8% Outros
65% Residencial
7
SÃO GONÇALO
22% Com./Ind.
14% Outros
75% Residencial
202
U. Q.TA FRANCESA
9% Com./Ind.
15% Outros
69% Residencial
GRACIOSA
QUITADOURO
15
GUADALUPE 1
36
CALHAU MIÚDO
25% Com./Ind.
6% Outros
S. JORGE
CAMINHO NOVO
15
CAMINHO NOVO RELVINHA 2
78% Residencial
31
RELVINHA
9% Outros
SÃO ROQUE /
PICO
SÃO ROQUE
15
SANTA LUZIA
13% Com./Ind.
86% Residencial
7
ALMAS
8% Com./Ind.
6% Outros
PICO
MADALENA
15
PICO
LAJES
15
FAIAL
STA. BARBARA
15
MADALENA /
SANTA LUZIA
LAJES /
PIEDADE
89% Residencial
19
CAN. DO MAR
8% Com./Ind.
125
RUA DIREITA
85
E. SEC. DR. M.ARRIAGA 11% Com./Ind.
3% Outros
100% Com./Ind.
80% Residencial
S. BARBARA 3
10% Outros
FAIAL
STA. BARBARA
15
STA BARBARA /
COVÕES
88% Residencial
23
P. DE BAIXO
4% Com./Ind.
8% Outros
78% Residencial
FLORES
ALÉM FAZENDA
15
LAJES
11
LOMBA
10% Com./Ind.
12% Outros
Tabela 5-3 Pontos monitorizados no 2º semestre de 2011
144
Com exceção da ilha de São Miguel o plano
decorreu conforme previsto. Na Tabela 5-4
consta as instalações que por falta de cobertura GPRS provocaram a necessidade da sua
substituição por outra da mesma linha.
I lha
Semestre
SE/Barramento
(kV)
Linha
São Miguel
1
Foros/30
Nordeste
São Miguel
São Miguel
São Miguel
2
2
2
MILHAFRES/30
Foros/30
MILHAFRES/30
I nstalação prev ista
I nstalação monitorizada
PT
2PT0040
2PT0367
L. do Loução
Pé do salto
MILHAFRES
2PT0099
2PT0098
CAPELAS
AFLITOS
FENAIS DA LUZ
FOROS/
2PT0042
2PT0444
NORDESTE
FAIAL DA TERRA
ÁGUA RETORTA
MILHAFRES
2PT0471
SETE CIDADES E.B. FERRARIA
Tipo de carga
89 % Residencial
7% Com/Ind
4% Outros
87 % Residencial
7 % Com/Ind
6 % Outro
74 % Residencial
18 % Com/Ind
2PT0453
9 % Outro
87 % Residencial
LOTEAMENTO
7 % Com/Ind
GINETES
7 % Outro
Tabela 5-4 Alterações do plano de monitorização de 2011
5.1.1. Indicadores semanais
Para a escolha entre as várias semanas e entre os vários locais foram criados dois indicadores semanais:
•
Indicador para as grandezas do regime permanente – Continuous Power Quality
Índex (CPQI). Para as grandezas com níveis
(1)
máximos e mínimos (como a tensão e a frequência) os valores máximos e mínimos e os
percentis de 5% e 95% são normalizados de
acordo com a expressão (1).
É retido o maior valor de entre os calculados
para as 3 fases dos percentis 5% e 95%.
CPQI RMS  (VMEDIDO  VNOMINAL ) (VLIMITE  VNOMINAL )
•
Para as grandezas apenas com níveis
máximos, são normalizados os percentis 95%
de acordo com a seguinte expressão:
CPQI RMS 
VMEDIDO
VLIMITE
A seleção das semanas apresentadas por
equipamento foi efetuada utilizando o seguinte princípio:
- a semana cujo valor CPQI corresponde à
mediana dos valores;
É retido o maior valor entre as 3 fases
- a semana com o pior índice do CPQI;
Se todos os valores forem inferiores a 1, é retido como CPQI o maior valor. No caso contrário são somados todos os valores superiores a
1.
- a semana com o melhor índice de CPQI.
145
146
5.2. Qualidade onda de tensão
Em todos os pontos de medição referidos no
plano de monitorização, foram monitorizados
os seguintes parâmetros:
- Distorção harmónica;
- Desequilíbrio do sistema trifásico de tensões;
- Valor eficaz de tensão;
- Sobretensões.
- Frequência;
- Cavas de tensão;
- Tremulação (flicker);
Foram selecionadas três semanas, de acordo
com os critérios expostos no ponto 5.1.1. As
Tabela 5-5, Tabela 5-6 e Tabela 5-7 apresentam as correspondências utilizadas nas instalações monitorizadas.
147
I lha
I nstalação (SE/Barramento)
I dentificação da
instalação
SANTA MARIA
CT AEROPORTO
1SE01_6B1
SE AEROPORTO
1SE01_10B1
PT F.S. BRÁS
1PT0063
C
P. FORMOSA
1PT0061
C
CT CALDEIRÃO / 60 kV
2CP01
SE CALDEIRÃO / 30 kV
2SE02_30B1
SE CALDEIRÃO / 30 kV
2SE02_30B2
SE FOROS / B1-10 kV
2SE03_10B1
SE FOROS / B2-10 kV
2SE03_10B2
SE FOROS / 30 kV
2SE03_30B1
SE FOROS / 60 kV
2SE03_60B1
SE LAGOA / B1 -10 kV
2SE06_10B1
SE LAGOA / B2 -10 kV
2SE06_10B2
SE LAGOA / 30 kV
2SE06_30B2
SE MILHAFRES / B1-30 kV
2SE07_30B1
SE MILHAFRES / B2-30 kV
2SE07_30B2
SE PONTA DELGADA / B1-10 kV
2SE08_10B1
SE PONTA DELGADA / B2-10 kV
2SE08_10B2
SE S.ROQUE/ B1-10 kV
2SE10_10B1
SE S.ROQUE/ B2-10 kV
2SE10_10B2
SE VILA FRANCA / 10 kV
2SE11_10B1
SE AEROPORTO/ B1-10 kV
2SE12_10B1
SE AEROPORTO/ B2-10 kV
2SE12_10B2
PT JARDIM
2PT0202
C
PT Q. DO ROSARIO
2PT0432
C
PT CAN. GRANDE
2PT0249
C
PT URB.A.LAR
2PT0103
A
PT L.A.ILHA
2PT0480
C
PT DR. L. FRANCO
2PT0413
C
PT PE DO SALTO
2PT0367
C
PT V. POVOAÇÃO
2PT0038
C
PT S. OUTEIRO
2PT0478
C
PT MAGNÓLIA
2PT0424
C
PT FENAIS DA LUZ
2PT0098
C
PT LOTEAMENTO GINETES
2PT0453
C
PT URB. S. LUZIA
2PT0362
B
L. NOBÉLIA MARTINS
2PT0420
C
PT ÁGUA RETORTA
2PT0444
C
PT LOT. ATALHADA
2PT0369
B
S. MIGUEL
Zona geográfica
Tabela 5-5 Pontos monitorizados em 2011 – Santa Maria e São Miguel
148
I lha
I dentificação da
instalação
TERCEIRA
SE BELO JARDIM / 15 kV
3SE01_15B1
SE BELO JARDIM / 30 kV
3SE01_30B1
SE VINHA BRAVA / B1 - 15 kV
3SE02_15B1
SE VINHA BRAVA / B2 - 15 kV
3SE02_15B2
SE ANGRA HEROÍSMO / B1 -15 kV
3SE03_15B1
SE ANGRA HEROÍSMO / B2 -15 kV
3SE03_15B2
SE LAJES / 15 kV
3SE04_15B1
SE LAJES / B1 - 6,9 kV
3SE04_6B1
SE LAJES / B2 - 6,9 kV
3SE04_6B2
PS SERRA CUME / B1 – 30 kV
3SE05_30B1
PS SERRA CUME / B2 – 30 kV
3SE05_30B2
SE QUATRO RIBEIRAS / B1 -15 kV
3SE06_30B1
SE QUATRO RIBEIRAS / B2 -15 kV
3SE06_30B2
PT BARRACA
3PT0227
C
PT POÇO DA AREIA
3PT0134
C
PT URB.QUINTA DA FRANCESA
3PT0202
C
PT PORTÕES SÃO PEDRO
3PT0181
A
PT DESTERRO
3PT0110
A
PT DREPA
3PT0022
A
PT SÃO GONÇALO
3PT0007
A
PT SANTA BARBARA
3PT0034
C
CT QUITADOURO
4SE01_15B1
PT P. DA JUSTIÇA
4PT0040
C
PT CALHAU MIÚDO
4PT0036
C
CT CAMINHO NOVO
5SE01_15B1
PT CRUZAL
5PT0039
C
RELVINHA
5PT0031
C
SE S. ROQUE / 30 kV
6SE01_30B1
SE S. ROQUE / 15 kV
6SE01_15B1
SE MADALENA / 15 kV
6SE02_15B1
SE LAJES / 15 kV
6SE03_15B1
PT SANTA CRUZ
6PT0054
C
PT MIRATECA
6PT0035
C
PT IGREJA
6PT0017
C
PT ALMAS
6PT0007
C
PT CAN. DO MAR
PT RUA DIREITA
6PT0019
6PT0125
C
C
GRACIOSA
SÃO JORGE
PICO
Zona geográfica
Tabela 5-6 Pontos monitorizados em 2011 – Terceira, Graciosa, São Jorge e Pico
I lha
I dentificação da
FAIAL
CT STA. BARBARA
7SE01_15B1
PT P. DE BAIXO
7PT0023
C
PT F. DA BALEIA
7PT0039
A
PT COVÕES
7PT0088
A
PT E. SEC. DR. M.ARRIAGA
7PT0085
C
CT ALÉM FAZENDA
8CP01_0,4B1
SE ALÉM FAZENDA / B1 – 15kV
8SE01_15B1
SE ALÉM FAZENDA / B2 – 15kV
8SE01_15B2
PT CEDROS
8PT0006
C
PT LOMBA
8PT0011
C
CT CORVO
9CP01_15B1
FLORES
CORVO
Zona geográfica
Tabela 5-7 Pontos monitorizados em 2011 – Faial, Flores e Corvo
Os valores registados nos períodos em análise
são apresentados no Anexo IV.
5.2.1. Amplitude
O regulamento de qualidade de serviço estabelece para a alta tensão, por cada período
de medição de uma semana, que em condições normais de exploração 95% dos valores
eficazes médios de 10 minutos da tensão de
alimentação deve estar compreendida no
intervalo de Uc±5%, sem ultrapassar a tensão
máxima da rede (onde Uc é a tensão declarada).
A Norma Portuguesa NP EN 50160 define para
a média tensão, por cada período de medição de uma semana, que a variação da tensão de alimentação em 95% dos valores eficazes médios de 10 minutos dos equipamentos monitorizados deve estar compreendida
na gama Uc±10%.
Esta Norma também impõe para a baixa tensão, por cada período de medição de uma
semana, que os limites para a variação da
tensão nominal para o percentil de 95% dos
valores eficazes registados esteja dentro do
intervalo (Un±10%), enquanto para 100% dos
valores registados a gama de valores é
Un+10%/-15%.
Da análise dos valores registados, conclui-se a
conformidade, em todas as ilhas da Região,
dos valores registados com o RQS para a alta
tensão e com a NP EN 50160 para a média e
baixa tensão nos pontos de rede monitorizados.
5.2.2. Tremulação (flicker)
Ao nível da alta tensão, o Regulamento de
Qualidade de Serviço define que em condições normais, os índices de severidade da
tremulação (curta e longa duração) de 95%
por cada período de medição de uma semana, deverão ser inferiores a 1. É de salientar
que, para a avaliação da severidade dos
“flicker” devem ser excluídas as situações associadas à reposição de serviço do sistema
produtor.
Para a média e para a baixa tensão, a NP EN
50160 define que em condições normais, para
qualquer período de uma semana, a severidade da tremulação de longa duração deve
ser inferior a 1 (Plt≤1), durante 95% do tempo.
149
Da análise dos valores registados, conclui-se a
e é explorada com uma tensão de serviço de
conformidade destes com o RQS para a alta
15 kV, sendo responsável pelo fornecimento
tensão na ilha de são Miguel, e com a NP EN
de energia elétrica em toda a ilha.
50160 para a média e baixa tensão nos pontos de rede monitorizados, nas ilhas de Santa
Maria, São Miguel, Terceira, Graciosa, Pico,
Faial e Flores. Nas restantes existiram as seguintes situações de inconformidade:
Ilha de São Jorge
Para a baixa tensão, foi registado o incumprimento da NP EN 50 160 no PT 39 - Cruzal na
O sistema elétrico da ilha do Corvo apenas
possui a subestação do Corvo que contém
dois transformadores de 15/0,4 kV, com uma
potência unitária de 0,4 MVA, totalizando 0,8
MVA. A rede de distribuição desta ilha, com
uma extensão de 1,04 km, alimenta um posto
de transformação com uma potência instalada de 800 kVA.
semana de 30 de maio a 5 de junho. Esta situ-
Atendendo ao sistema elétrico existente e às
ação não é alheia à localização do PT na
flutuações de tensão provocadas pelas car-
linha de média tensão Relvinha-Topo onde
gas existentes no único posto de transforma-
está ligado à rede de média tensão o parque
ção, conduziram a valores de tremulação não
eólico da Ilha de São Jorge. As variações da
regulamentares.
velocidade do vento poderão contribuir para
os valores de flicker não regulamentares registados no PT.
No decorrer do ano de 2012 prevê-se, no âmbito de uma obra de investimento da Empresa
de Eletricidade e Gás, a desativação das
cinco torres Nordtank (geradores assíncronos)
e a colocação em serviço de mais duas torres
Enercon (geradores síncronos) esperando-se
que se traduza na redução dos valores de
tremulação na ilha de São Jorge
5.2.3. Desequilíbrio
No que diz respeito ao desequilíbrio das tensões, o Regulamento de Qualidade de Serviço
(para a alta tensão) e a Norma Portuguesa
“NP EN 50 160” (no caso da média e baixa
tensão) estabelecem, para cada período de
uma semana, 95% dos valores eficazes médios
de 10 minutos da componente inversa das
tensões não devem ultrapassar 2% da componente direta.
Assim, verificou-se a conformidade em 100%
Ilha do Corvo
dos valores registados para os diferentes níveis
Da análise dos valores registados nas semanas
de tensão, em todas as ilhas da RAA, com
selecionadas, é possível concluir que os valo-
exceção da ilha das Flores que apresentou a
res de tremulação de longa duração cum-
seguinte inconformidade:
prem a NP EN 50160 no ponto de rede monitorizado à exceção de uma das semanas sele-
Ilha das Flores
cionadas (14 a 20 de março).
Na ilha das Flores, verificou-se a conformidade
A rede de distribuição MT da ilha do Corvo
tem origem na central termoelétrica do Corvo
em 100% dos valores registados com a norma
NP EN 50160 para os diferentes níveis de ten-
150
são, à exceção das três semanas associadas
Ilha de São Miguel
ao barramento 1 de 15kV da subestação
Na média e na baixa tensão verificou-se o
Além Fazenda, registando-se um valor máximo
cumprimento em todos os pontos de monitori-
de desequilíbrio de 4,75%. Os valores de dese-
zação com a NP EN 50160, à exceção das
quilíbrio não regulamentar provêm de uma
seguintes situações para o 2PT0103 – Urbani-
avaria ou deficiência nas ligações de um TT.
zação Arcanjo Lar:
5.2.4. Frequência
Para a alta tensão, o Regulamento de Qualidade de Serviço e, para a média e baixa
• 5ª harmónica (H5), 9ª harmónica (H9) e
15ª harmónica (H15): na semana de
25/abril a 1/maio. THD máxima de 7,4%;
tensão, a Norma Portuguesa “NP EN 5016”
• 15ª harmónica (H15): na semana de
definem que, em condições normais de explo-
23/maio a 29/maio. THD máxima de
ração o valor médio da frequência, medido
7,0%;
em intervalos de 10 segundos, deve estar
compreendido entre a seguinte gama de
valores:
-50Hz ±2% durante 95% dos valores registados numa semana;
Depois de identificada a situação não conforme no 2PT0103 foi colocado na mesma
instalação um outro equipamento de monitorização de qualidade de onda de tensão
(Fluke 1760) confirmando-se a existência de
valores não conformes referidos anteriormente
-50Hz ±15% durante 100% dos valores registados numa semana.
Por análise dos relatórios disponibilizados pela
aplicação de monitorização, verifica-se a
conformidade em 100% dos valores registados
nos equipamentos no período selecionado.
5.2.5. Harmónicos
Relativamente à distorção harmónica, verifica-se o cumprimento em todos os pontos
medidos com a NP EN 50160 (para a média e
baixa tensão) e com o Regulamento de Qualidade de Serviço (no caso da alta tensão),
em todas as ilhas do arquipélago, com exceção de São Miguel e do Pico, onde se registaram as seguintes situações:
para H5, H9 e H15.
O 2PT0103 é do tipo cabina baixa, está equipado com um TP de 630 kVA, cujo grupo de
ligação é Dyn5, e alimenta uma zona residencial de Ponta Delgada composta por vários
núcleos habitacionais incluindo vários serviços
comerciais, e consequentemente por várias
cargas não lineares. Inicialmente este PT possuía instalado duas baterias condensadores
com 50 kvar cada. Foi desligada uma bateria
e consequentemente a ressonância que se
verificava para a H5, H9 e H15 foi reduzida
para valores regulamentares.
Ilha do Pico
Registou-se o cumprimento em todos os pontos de monitorização com a NP EN 50160, à
exceção de duas semanas (7 a 13 março e
de 18 a 24 de abril) no 6PT0054 - Santa Cruz
151
onde se verificaram valores não conformes
amplitude foi de 14,4% da tensão declarada
para a 15ª harmónica de 80,83% e 73,78 %
com uma duração equivalente de 0,201 se-
respetivamente numa das fases. Ainda neste
gundos, registada no 1PT0063 – F.S. Brás, na
período a distorção total harmónica para a
sequência de uma avaria no grupo VII da
instalação não ultrapassou os 4,24% para um
central
limite regulamentar de 8%.
120110000000031). A cava com maior dura-
O 6PT0054 está equipado com um TP de 160
kVA, e alimenta uma zona residencial composta por vários núcleos habitacionais (mais
de 80% dos consumidores são residenciais) e
consequentemente por várias cargas não
lineares. A EDA estuda medidas de minimização da situação não conforme detetada
procurando a identificação das fontes de
perturbação e diminuição do impacto da 15ª
harmónica.
5.2.6. Cavas
térmica
do
Aeroporto
(SGI
ção equivalente, registada no 1PT0063 – F.S.
Brás, teve a duração equivalente de 0,236
segundos com uma amplitude de 13,5% da
tensão declarada, registada na sequência da
mesma indisponibilidade referida anteriormente (SGI 120110000000031).
Ilha de São Miguel
Segundo os valores registados nas três semanas selecionadas por equipamento, e para a
média tensão, a cava com maior amplitude
foi de 77,5% da tensão declarada com uma
duração de 1,221 segundos registada na sub-
Ilha de Santa Maria
estação de Vila Franca (10kV), na sequência
Na média tensão, e de acordo com os valores
de um defeito na linha MT Vila Franca\Ponta
registados nas três semanas selecionadas por
Garça (SGI 220110000002110). A cava com
equipamento a cava com maior amplitude foi
maior duração foi de 1,480 segundos, regista-
de 61,0% da tensão declarada com uma du-
da na subestação dos Milhafres (barramento
ração equivalente de 0, 540 segundos regis-
2) e teve uma amplitude de 36,7% da tensão
tada na subestação do Aeroporto (barramen-
declarada, na sequência de um defeito na
to 6kV), na sequência de um defeito na linha
linha
Almagreira (SGI 120110000000039). A cava
220110000001185).
com maior duração equivalente foi registada
na subestação do Aeroporto (Barramento
10kV) com uma duração equivalente de 0,82
segundos e uma amplitude de 15,6% da tensão declarada com origem numa avaria mecânica no grupo VIII da central térmica (SGI
120110000000120).
Lagoa-Vila
Franca
(SGI
No que diz respeito à baixa tensão, a cava
com maior amplitude foi de 70,7% da tensão
declarada e com uma duração de 0,231 segundos e foi registada no 2PT0432 – PT Quinta
do Rosário, na sequência de um defeito na
linha
MT
Milhafres
Covoada
(SGI
Para a baixa tensão, e de acordo com os
ção foi registada no 2PT0444 – PT Água Retor-
valores registados nas três semanas selecio-
ta, com uma duração de 1,594 segundos e
nadas por equipamento a cava com maior
uma amplitude de 14,2% da tensão declara-
152
da e foi registada na sequência de avaria na
Na baixa tensão, a cava com maior amplitu-
CT
de foi de 82,5% da tensão declarada regista-
Caldeirão
por
avaria
(SGI
220110000003286).
da no 4PT0036 – PT Calhau Miúdo, na sequência de um defeito entre fases na da linha Qui-
Ilha Terceira
tadouro Guadalupe 02 (SGI 420110000000121).
Na média tensão, e segundo os valores regis-
Na sequência da mesma indisponibilidade foi
tados no período selecionado por equipa-
ainda registada, no PT referido anteriormente,
mento, a cava com maior amplitude foi de
a cava de maior duração equivalente (0.627
81,9% da tensão declarada e simultaneamen-
segundos) com amplitude 18,2% da tensão
te com maior duração equivalente (16,12
declarada.
segundos) foi registada no PS parque eólico
da Serra do Cume na sequência de uma inter-
Ilha São Jorge
rupção geral (SGI 320110000001897).
Nas três semanas selecionadas por equipa-
Na baixa tensão (durante as semanas selecionadas) a cava com maior amplitude foi de
mento não foram registadas cavas na média
tensão.
79,9% da tensão declarada com uma dura-
Enquanto na baixa tensão, a cava com maior
ção de 0,314 segundos e foi registada no
amplitude foi de 54,6% da tensão declarada
3PT0181 – Portões de São Pedro, na sequência
com uma duração equivalente de 0,342 se-
de um defeito entre fases na linha Vinha Brava
gundos, registada no 5PT0031 – Relvinha, na
- Porto Judeu (SGI 320110000001053). A cava
sequência de um defeito de um defeito entre
com maior duração foi registada no 3PT0134 -
fases
Poço da Areia com 7,208 segundos e uma
amplitude de 24,0% da tensão declarada, na
ção equivalente registada (0,716 segundos e
sequência da saída de paralelo do grupo 10
amplitude de 25,8% da tensão declarada) foi
na central térmica Belo Jardim por avaria
também registada no 5PT0031 – Relvinha na
mecânica (SGI 320110000000978).
sequência de um defeito entre fases na linha
na
Caminho
Ilha Graciosa
linha
Novo
Relvinha-Topo
–
Relvinha
1
(SGI
(SGI
520110000000295).
Conforme os valores registados nas três semanas selecionadas por equipamento, na média
Ilha do Pico
tensão, a cava com maior amplitude foi de
35,4% da tensão declarada com uma dura-
ção equivalente de 2,764 segundos registada
mento, a cava com maior amplitude e com
na subestação da central térmica da Gracio-
maior duração foi de 33,8% da tensão decla-
sa, na sequência de um defeito entre fases na
rada com uma duração equivalente de
linha
(SGI
14,309 segundos e foi registada na subestação
420110000000040). Esta foi também a cava
de São Roque (15 kV) na sequência de uma
Quitadouro
Santa
Cruz
com maior duração equivalente.
01
153
154
avaria mecânica num dos grupos térmicos
Ilha do Flores
(SGI 620110000000265).
Na baixa tensão (no período em análise), a
cava com maior amplitude foi de 55,7% da
mento, a cava com maior amplitude foi de
tensão declarada com uma duração equiva-
91,9% da tensão declarada, com uma dura-
lente de 0,328 segundos, registada no 6PT0019
ção equivalente de 1,4 segundos, registada
– Canada do Mar, na sequência de um defei-
na subestação de Além Fazenda (barramento
to entre fases na linha na linha Lajes-Piedade
um) na sequência de um defeito entre fases
(SGI 620110000000379). A cava com maior
na
duração equivalente foi registada no 6PT0007
- Almas, com uma duração equivalente de
ção equivalente foi registada na mesma insta-
13,183 segundos e uma amplitude de 34,2%
lação na sequência da mesma indisponibili-
da tensão declarada, na sequência de uma
dade e teve duração equivalente de 9,563
indisponibilidade não programada com ori-
segundos com uma amplitude de 10,9% em
gem na produção referida anteriormente
relação à tensão declarada.
para a média tensão (SGI 620110000000265).
Na baixa tensão, e para as semanas selecio-
Ilha do Faial
saída
MT
Santa
Cruz
1
(SGI
nadas, a cava com maior amplitude foi de
23% da tensão declarada, com uma maior
Na média tensão, e de acordo com os valores
duração equivalente de 1,154 segundos, ten-
registados nas três semanas selecionadas por
do sido registada no 8PT0006 - Cedros, na
equipamento, a cava de maior amplitude foi
sequência de um defeito entre fases na saída
de 52,5% da tensão declarada com uma du-
Lajes (SGI 820110000000101). Esta foi também
ração de 13 segundos registada na sequência
a cava com maior duração equivalente regis-
de uma indisponibilidade imprevista com ori-
tada para a baixa tensão.
gem na produção (SGI 720110000000120). Esta
foi também a cava de maior duração.
Ilha do Corvo
De acordo com os valores registados nas três
Na baixa tensão, e de acordo com os valores
semanas selecionadas a cava com maior
registados nas semanas consideradas a cava
amplitude foi de 48,9% da tensão declarada,
de maior profundidade foi também a cava de
consignando também a maior duração equi-
maior duração e foi registada no 7PT0039 na
valente de 1,645 segundos.
sequência da indisponibilidade referida anteriormente ocorrida num dos grupos da central
térmica (SGI 720110000000120) com uma amplitude 52,4% da tensão declarada e com
uma duração de 14,5 segundos.
5.2.7. Sobretensões
Ilha de Santa Maria
Para a média e para a baixa tensão não foram registadas sobretensões nas semanas em
análise.
Ilha de São Miguel
Na baixa tensão, e para o mesmo período em
Na alta e na média tensão para as semanas
análise, foram registadas várias sobretensões
selecionadas não foram registadas sobreten-
cujo valor máximo em relação à tensão de-
sões.
clarada foi de 18,7% com duração equivalen-
Para a baixa tensão foi registada uma sobretensão no 2PT0362 PT Urb. S. Luzia cujo valor
máximo de variação em relação à tensão
declarada foi de 10,6% com uma duração de
te de 2,174 segundos, registada no 4PT0036 –
PT Calhau Miúdo, na sequência de um defeito
entre fases na da linha Quitadouro Guadalupe 02 (SGI 420110000000121).
0,06 segundos.
Ilha São Jorge
Ilha Terceira
Segundo as três semanas consideras por equi-
Nas três semanas selecionadas, na média
pamento, na média, não foram registadas
tensão, foram registadas sobretensões, cujo
sobretensões.
valor máximo de variação em relação à tensão declarada foi de 43,9% com duração de
13,664 segundos registada no PS parque eólico da Serra do Cume na sequência de uma
interrupção geral (SGI 320110000001897).
Enquanto na baixa tensão a sobretensão com
maior valor em relação à tensão declarada
foi de 14,5% com duração equivalente de
1,595 segundos, registada no 5PT0039 – Cruzal,
na sequência de um defeito entre fases na
Na baixa tensão, e para as semanas consideradas, a sobretensão com maior variação em
linha
Caminho
Novo
-
Relvinha
1
(SGI
520110000000053).
relação à tensão declarada foi de 11,9% e
duração equivalente de 3,513 segundos regis-
Ilha do Pico
tada no 3PT0202 - PT Urb. Quinta da francesa
na sequência de um defeito entre fases na
Na média tensão, e para o período em análi-
linha Praia da Vitória 02 na SE Belo Jardim (SGI
se, foi registada uma sobretensão cujo valor
320110000001119).
Ilha Graciosa
Tendo em conta as três semanas selecionadas, na média tensão foram registadas várias
sobretensões cujo valor máximo de variação
em relação à tensão declarada foi de 22,8%
com duração equivalente de 2,522 segundos,
registada na subestação da central térmica
da Graciosa, na sequência de um defeito
entre fases na linha Quitadouro Santa Cruz 01
(SGI 420110000000040).
9,481 segundos registada na subestação das
Lajes na sequência de uma avaria mecânica
num dos grupos da central térmica (SGI
620110000000265).
Na baixa tensão, e para as semanas selecionadas, verificou-se a existência de várias sobretensões cujo valor máximo de variação em
relação à tensão declarada foi de 12,9% e
duração de 112,868 segundos registada no
6PT0017 - Igreja, na sequência de um defeito
155
entre fases na linha São Roque -Piedade (SGI
620110000000067).
Ilha do Faial
Na média e na baixa tensão, para o período
em análise, não foram registadas sobretensões.
Ilha de Flores
Na média tensão foram registadas sobretensões cujo valor máximo de variação em relação à tensão declarada foi de 16,7% e duração de 1,994 segundos registada na SE Além
Fazenda no barramento 1 de 15kV, na sequência de um defeito entre fases na linha
Santa Cruz 1 (SGI 820110000000177).
Na baixa tensão, e nas semanas consideradas, foi registada uma sobretensão cujo valor
0.041 segundos registada após disparo das
saídas Lajes e Ponta Delgada na sequência
de defeito com origem num isolador partido
no interruptor Lomba (SGI 820110000000119).
Ilha do Corvo
Nas semanas selecionadas não foram registadas sobretensões.
156
157
158
6. Principais incidentes
6.1. Casos fortuitos ou de força maior – incidentes mais relevantes
O RQS estabelece as condições específicas
para a qual o fornecimento de energia elétrica, bem como a prestação do serviço de
transporte e distribuição, pode ser interrompido. Sendo uma destas as interrupções por
casos fortuitos ou de força maior.
No entanto, o RQS também estabelece que,
qualquer interrupção cuja origem sejam Casos
Fortuitos ou de Força Maior e que provoque
uma Energia Não Distribuída (END) superior a 5
MWh São Miguel e Terceira, e 1 MWh nas restantes ilhas, a concessionária do transporte e
distribuição deve comunicá-lo à ERSE.
Desta forma, durante o ano de 2011 existiram
3 casos onde END foi igual ou superiores à
mencionada, sendo que a ilha de São Jorge
foi afetada por duas e a ilha da Terceira foi
atingida por uma. Com exceção da interrupção verificada na Terceira (ação de um animal - Rato), a origem para estas situações
foram os ventos de intensidades, excecionalmente, fortes sentidos em São Jorge.
6.1.1. Incidente na ilha de São
Jorge a 18 de abril de 2011
Imagem 6-1 Rede MT São Jorge, Linha 5LD06 - Relvinha - Topo – RLTP
Localização da avaria
159
160
Registo de evidência
Imagem 6-2 Relvinha – Topo 1
161
Este incidente teve início às 14h20m, afetando
os clientes das freguesias da Calheta, Ribeira
Seca, santo Antã e do Topo Nossa Senhora do
Rosário, classificadas como Zona C, e teve um
TIEPI de 30m33s. Estimando-se uma END de 1,7
MWh.
6.1.2. Incidente na ilha das Flores
a 21 de junho de 2011
Os colaboradores da delegação da Secretaria Regional da Ciência, Tecnologia e Equipamentos, ao colocarem estacas para montar os rails metálicos de proteção danificaram
um cabo sem, no entanto, o seccionar. No
momento em que se deu o contacto da estaca com o cabo não se verificou nenhum defeito. A avaria só se veio a verificar algumas
horas depois com o disparo do disjuntor da
linha LD02 (Ponta Delgada) com sinalização
de terra resistiva.
A demora na restituição do serviço ficou a
dever-se ao facto do cabo ser enterrado logo
com necessidade de deslocar equipamento
de localização da avaria e um operador, do
exterior da Ilha, para se proceder à resolução
da mesma.
No momento do incidente não havia geradores disponíveis para alimentar toda a carga
em questão, pelo que parte considerável dos
clientes esteve sem energia por um período
prolongado.
162
Configuração de rede
8LD02 - Ponta Delgada
Imagem 6-5 Rede MT das Flores – linha LD02 – Ponta Delgada
163
Imagem 6-6 Esquema unifilar da linha LD02 - Ponta Delgada
164
Avaria
Imagem 6-7 Localização da Avaria no esquema unifilar das Flores
todos os clientes das freguesias dos Cedros e
de Ponta Delgada, todos classificados como
Zona C, e teve um TIEPI de 1h11m19s. Estimando-se uma END de 1,56 MWh.
6.1.3. Incidente na ilha da Terceira
a 26 de agosto de 2011
A entrada de um animal (rato) numa cela de
15 kV do transformador de potência 2 (TP2) da
subestação da central térmica do Belo Jardim
provocou um curto-circuito entre o disjuntor e
o conjunto de TI, originando o disparo da proteção de máxima intensidade de fase (MIF)
do TP1 e a proteção de reserva de MIF dos 30
kV do transformador de potência 2, em vez da
proteção diferencial do TP2.
A falta de atuação da deste diferencial ficou
a dever-se ao facto do defeito ter ocorrido a
jusante dos TI e, por consequência, fora da
sua zona de ação.
Aparentemente, o que motivou a Interrupção
geral foi o excesso de tempo que levou a
proteção de máximo de intensidade de fase
dos 30kV do transformador de potência 2, a
disparar (2 seg.).
A particularidade do defeito ter sido fora da
zona de atuação da proteção diferencial do
transformador de potência 2, registou uma
cava de tensão de aproximadamente 2 segundos, que, por sua vez, desencadeou algumas falhas nos auxiliares da central.
A Central Térmica Belo Jardim deparou-se
com algumas dificuldades para restabelecer
o fornecimento normal de energia elétrica,
originando um elevado tempo de reposição.
Na ocorrência de uma interrupção geral, existem na central alguns grupos geradores que
exigem um esforço acrescido para voltar a
arrancar, principalmente pelas operações
manuais a que são sujeitos (Operações de
Flushing manual no sistema de combustível ou
de rodagem com o virador).
Na altura da operação de entrada em paralelo do grupo de emergência 2, o mesmo
disparou por ter ficado sobrecarregado em
virtude da existência de uma avaria nos variadores de velocidade nos grupos geradores 9
e 10. Esse problema não foi identificado na
altura, pois era muita a preocupação em
arrancar o grupo para gerar energia.
O Grupo gerador 10 teve de ser intervencionado, pois nas várias tentativas falhadas de
arrancá-lo, foi identificada uma avaria no
circuito pneumático.
Em virtude de todos esses fatores, a reposição
do sistema elétrico em exploração normal
demorou mais tempo que o normal.
165
Imagem 6-8 Esquema unifilar da Subestação da Central Térmica do Belo Jardim
166
167
Imagem 6-9 Localização do defeito
todos os clientes da ilha (interrupção geral),
classificadas como Zonas A e C, e teve um
TIEPI de 2h19m19s. Estimando-se uma END de
56,69 MWh.
6.1.4. Incidente na ilha de São
Jorge a 1 de novembro de
2011
Os ventos com intensidades, excecionalmente, fortes provocaram o contacto dos arcos
da derivação do PT 50 (Levadas) para o PT
1023 (Agrogena) com o poste, originando o
disparo do disjuntor da linha 5LD02 - Caminho
Novo - Relvinha 1 - CNR1 e da linha 5LD04 Caminho Novo - Manadas – CMNM com sinalização de máxima intensidade homopolar e
terra resistiva.
As más condições de visibilidade inviabilizaram efetuar as correções necessárias, optando-se por deixar o PT 1023 (Agrogema) desligado até o dia seguinte.
168
5LD02 - Caminho Novo Relvinha 1 - CNR1
Imagem 6-10 Rede MT São Jorge, Linha 5LD06 - Relvinha - Topo - RLTP
Avaria
Imagem 6-11 Localização da avaria no esquema unifilar de São Jorge
169
Avaria
Imagem 6-12 Localização da avaria na Rede MT de São Jorge
Registo de evidência
Imagem 6-13 Arco de derivação com as alterações solicitadas pelo SPEA - 1
170
Imagem 6-14 Arco de derivação com as alterações solicitadas pelo SPEA - 2
171
Imagem 6-15 Arco de derivação com as alterações solicitadas pelo SPEA, que causou os sucessivos disparos
todos os clientes das freguesias das Velas, do
Norte Grande, do Norte Pequeno, de Santo
Amaro, da Calheta, de Santa Bárbara Manadas e da Urzelina S. Mateus, classificadas como Zonas C, e teve um TIEPI de 45m34s. Estimando-se uma END de 2,69 MWh.
6.2. Principais incidentes por causas próprias
Santa Maria
A 8 de setembro verificou-se um disparo geral
na sequência da abertura do inter barras por
um empreiteiro provocando o disparo do 2º
inter barras. Esta ocorrência provocou 79 interrupções em PdE da rede MT, resultando num
valor de TIEPI de 1 hora e 23 minutos.
Em 28 de janeiro verificou-se o deslastre de
cargas das linhas 1LD02, 1LD05 e 1LD07. Este
deslastre é consequência da perda total de
carga no grupo 7 (avaria no sistema das rodas
de comando do G7) e a consequente saída
do paralelo através da proteção elétrica,
saindo de paralelo o grupo zero, por máximo
de intensidade de fase. Esta ocorrência provocou 41 interrupções em PdE da rede MT e
teve um TIEPI de 17 minutos.
A 21 de fevereiro constatou-se um disparo do
disjuntor da linha 1LD07 - Bairro dos Americanos, tendo-se verificado, também, o disparo
do fecho de barras com defeito homopolar e
atuação das terras resistivas nos transformadores auxiliares. Esta ocorrência resultou em 8
interrupções em PdE da rede MT e um TIEPI de
6 minutos
A 11 de dezembro de 2011, na sequência da
rotura total do tubo de entrada de gasóleo do
grupo 8, este saiu de paralelo tendo originado
também a saída de paralelo do grupo 7. Para
evitar o Disparo dos Grupos 4 e 5 foi necessário desligar as Linhas de Vila do Porto, Almagreira e Bairros das Oficinas do Aeroporto. O
tubo foi substituído ficando a situação resolvida. Vão ser tomadas medidas para alterar
estes tubos para tubos flexíveis pois os existentes já originaram várias avarias. Esta ocorrência provocou 74 interrupções em PdE da rede
MT e teve um TIEPI de 6 minutos.
Em 18 de maio verificou-se a paragem e saída
do paralelo do grupo 8 (atuação da proteção
mecânica), em virtude da avaria da sonda de
temperatura da chumaceira n.º 5. Esta situação originou o deslastre da linha n.º 7; linha n.º
5; linha de Vila do Porto e linha de S. Pedro. Foi
substituída a sonda ficando o grupo operativo. A ocorrência afetou 44 PdE e teve um TIEPI
de 5 minutos.
São Miguel
No dia 1 de dezembro de 2011 verificou-se a
saída intempestiva do grupo 8 da central térmica do Caldeirão por pressão baixa de óleo.
Em consequência foi necessário efetuar o
deslastre das linhas Sete Cidades, Milhafres Capelas, Lagoa 1, Lagoa 2, Lagoa 3, Lagoa Caboco, SR01, SR02, SR03 SR04, Caldeirão - R.
Seca, RG3, RG4, Foros - Nordeste e Bateria
Condensadores. O 2º grupo da central térmica também saiu de paralelo (por 2 minutos) e
disparou também o grupo 2 da central geotérmica da Ribeira Grande. Esta ocorrência
provocou 411 interrupções e teve um TIEPI de
11 minutos.
Uma anomalia, motivada pela perda de gás
SF6 na cela de saída do PS 36 para o PT 269,
provocou o disparo das linhas Sete Cidades e
Capelas com sinalização de MIH, MIF e terra.
Esta ocorrência, verificada em 23 de agosto,
resultou em 164 interrupções em PdE da rede
MT e um TIEPI de 9 minutos.
A 26 de novembro a saída de paralelo do
grupo 5 da central térmica do Caldeirão, devido a alarmes de temperaturas de gases de
escape, provocou o disparo de 14 linhas, causando 390 interrupções em PdE da rede MT e
resultando num TIEPI de 6 minutos.
A 12 de janeiro de 2011, numa altura em que
decorriam manutenções na linha das Capelas, estando o sistema numa configuração
especial de exploração, verificaram-se duas
ocorrências, originadas por avaria em caixa
fim de cabo na transição linha/cabo para o
PT 307. A primeira foi responsável por 59 inter-
172
rupções, tendo a segunda afetado 108 PdE
da rede MT. Ambas ocorrências resultaram
num valor de TIEPI de 4 minutos.
Terceira
No dia 3 de janeiro ocorreu um disparo da
linha de distribuição Praia da Vitória – Vila
Nova, por máximo de intensidade de fase.
Constatou-se tratar-se de uma caixa de fim de
cabo queimada, tendo esta ocorrência provocado 43 interrupções, tendo um valor de
TIEPI de 11 minutos.
Uma avaria no PS 1201, a 12 de setembro de
2011, provocou o disparo da linha de distribuição Praia da Vitória 02 por máximo de intensidade de fase. Foram afetados 15 PdE da rede
MT, resultando num valor de TIEPI de 12 minutos.
A 2 de dezembro o disparo por máximo de
intensidade de fase da linha de distribuição
Vinha Brava - Porto Judeu provocou 29 interrupções. Esta ocorrência, resultante de um
isolador de cadeia MT partido na Zona da
Atalaia, teve um TIEPI de 12 minutos.
No dia 1 de abril, deu-se o disparo por deslastre das linhas de distribuição Praia da VitóriaPorto Judeu, Praia da Vitória-Fontinhas, Praia
da Vitória-Vila Nova e Praia da Vitória 02 da
SEBJ, V. Brava 02, V. Brava - S. Mateus, V Brava
- P. Judeu e V Brava-Fontinhas da SEVB, Quatro Ribeiras - Serreta e Quatro Ribeiras - V. Nova da SE Quatro Ribeiras, devido ao disparo
do grupo 10 por avaria mecânica. Esta ocorrência afetou 338 PdE da rede MT e teve um
TIEPI de 9 minutos.
A ocorrência registada a 17 de março na
linha de distribuição Praia da Vitória – Vila
Nova, teve origem numa caixa de interligação danificada entre linha aérea e subterrânea. Provocou a desligação de 43 PdE da
rede MT e resultou num TIEPI de 8 minutos.
Graciosa
A 3 de outubro ocorreu um curto-circuito entre
fases na linha MT QG02. Na sequência de
manobras de reconfiguração da rede MT,
para se isolar o troço com a avaria, ocorreu
um corte geral da central. Esta ocorrência
provocou 47 interrupções e teve um TIEPI de 2
horas e 13 minutos.
O disparo das linhas QG01 e QG02, devido a
curto-circuito entre fases, verificado a 11 de
novembro, provavelmente terá sido causado
pelo mau tempo e trovoada, suspeitando-se
de um possível DST (descarregador de sobretensão) disparado. Esta ocorrência provocou
47 interrupções em PdE da rede MT, tendo um
Durante a deteção de duas avarias verificadas a 21 de janeiro de 2011 nos equipamentos
4PT0019 e IS Estrada Caldeira (2036), causouse um disparo na linha QG01 devido a mal
funcionamento do interruptor seccionador da
Serrinha (2043). Esta ocorrência provocou 48
interrupções e teve um TIEPI de 19 minutos.
Em 4 de setembro deu-se um curto-circuito na
linha de distribuição MT QG01. Durante as
manobras de reposição de serviço o grupo 6
da central térmica saiu intempestivamente de
serviço. Totalizaram-se 61 interrupções e o TIEPI
desta ocorrência foi de 17 minutos.
A 1 de julho, o disparo da linha de distribuição
Quitador Guadalupe 1, resultante de um curto-circuito, foi consequência de uma avaria
no seccionador interruptor 2047 (Charco da
Cruz) e 4PT0039 (Charco da Cruz) - isoladores
partidos. Esta ocorrência afetou 26 PdE da
rede MT e teve um TIEPI de 14 minutos.
São Jorge
A 19 de abril de 2011, no âmbito de trabalhos
próprios inadiáveis, foi instalado um apoio MT
na zona da Ribeira Seca, para substituição de
apoio danificado devido a queda de árvore
na sequência de intempérie. Foi necessário
proceder a interrupções em 21 PdE da rede
173
MT. Esta ocorrência teve um TIEPI de 59 minutos.
A saída de paralelo do grupo 12 da central
térmica de São Jorge, a 12 de setembro, provocou um disparo geral afetando os 88 PdE
da rede MT, resultando num TIEPI de 11 minutos. Este disparo teve um tempo de religação
superior ao previsto por motivo de defeito
mecânico no sistema de arranque dos grupos
7, 8 e 9.
O disparo das linhas Caminho Novo-Relvinha 1
e Caminho Novo-Manadas verificado a 27 de
dezembro deveu-se a um curto-circuito faseterra desconhecido e avaria em aparelho de
manobra, tendo provocado 34 interrupções
em PdE e resultando num valor de TIEPI de 11
minutos.
No dia 30 de abril verificou-se um disparo das
linhas 2 e 4, com sinalização de curto-circuito
fase-fase, motivado por avaria em caixa de
extremidade num posto de transformação
particular. Esta ocorrência afetou 33 PdE da
rede MT e teve um TIEPI de 10 minutos.
na SE Madalena e na SE São Roque a linha
Piedade. Abrangeu 143 PdE da rede MT desta
ilha, totalizando o indicador TIEPI 9 minutos.
No dia 18 de agosto de 2011 verificou-se um
disparo do grupo 7 da central térmica do
Pico. A saída de paralelo do grupo 7 deveu-se
a temperatura de água alta, provocando o
disparo das linhas Madalena - São Mateus e
Lajes - São Mateus. Foram afetados 67 PdE da
rede MT, e verificou-se um valor do TIEPI de 8
minutos.
A 4 de julho verificou-se o disparo da linha de
transporte São Roque-Lajes por sobreintensidade em duas fases. Esta ocorrência afetou
67 PdE da rede MT, sendo que o indicador
TIEPI totaliza 6 minutos.
O disparo da saída Madalena Bandeiras, na
SE Madalena, por máxima intensidade de
fase, verificado a 6 de dezembro, foi causado
pela queda de uma árvore sobre a linha,
quando se procedia à desmatação da mesma. Esta ocorrência afetou 31 PdE da rede
MT, e teve um TIEPI de 4 minutos.
O disparo das linhas 2 e 4 verificado a 6 de
dezembro de 2011 deveu-se a um curtocircuito fase-terra desconhecido e falha de
comunicações com aparelho de manobra
telecomandado, tendo provocado 34 interrupções em PdE e resultando num valor de
TIEPI de 9 minutos.
Faial
Pico
Um erro de manobra do empreiteiro (nova
subestação) durante a manutenção ao disjuntor do grupo 5 provocou um disparo geral no
dia 27 de janeiro. Esta ocorrência provou interrupções em 133 PdE da rede MT e teve um
A 2 de agosto, uma avaria mecânica no grupo 4 causou a saída de paralelo do mesmo,
causando o disparo das linhas de distribuição
São Roque Bandeiras e Piedade, na SE Lajes
dispararam as saídas São Mateus e Piedade e
na SE Madalena disparou a saída São Mateus.
Esta ocorrência afetou 120 PdE da rede MT e
resultou num valor de TIEPI de 9 minutos.
O disparo do grupo 4 no dia 21 de julho, por
pressão baixa de combustível, causou o disparo das linhas de distribuição Piedade e São
Mateus na SE Lajes; São Mateus e Bandeiras
No dia 16 de setembro verificou-se um disparo
do grupo 6 em consequência de elevada
concentração de neblina no cárter. Esta ocorrência afetou 134 PdE (disparo geral) da rede
No dia 31 de maio ocorreu um curto-circuito
na alimentação 24V DC do grupo 7, atuando
proteções e disparando o grupo, originado
uma interrupção geral. Tendo afetado os 134
PdE em serviço na altura, resultou num valor
de TIEPI de 21 minutos.
174
Um para-raios danificado no PT 36, provocou
o disparo da saída Covões – Castelo Branco
sinalizando máximo de tensão homopolar a 22
de fevereiro. Tratou-se de uma ocorrência
provocada por anomalia nos DST do PT 36
Vale Formoso. Este modelo de DST apresenta
uma elevada taxa de avarias, anormal para
este tipo de equipamento, estando em curso
uma campanha de substituição dos mesmos
com vista à sua erradicação. Esta ocorrência
afetou 36 PdE e resultou num TIEPI de 12 minutos.
No dia 2 de janeiro uma anomalia num pararaios de um PT provocou o disparo no posto
de seccionamento dos Cedros por máximo de
tensão homopolar. Tratou-se de uma ocorrência provocada por anomalia nos DST do PTD
61 Areeiro. Este modelo de DST apresenta uma
elevada taxa de avarias, anormal para este
tipo de equipamento, estando em curso uma
campanha de substituição dos mesmos com
vista à sua erradicação. Abrangeu 36 PdE e
teve um TIEPI de 11 minutos.
Flores
No dia 14 de julho de 2011, durante a execução de testes na nova central termelétrica
das Flores, verificou-se o disparo da linha das
Lajes. Esta ocorrência afetou 23 PdE da rede
Uma anomalia detetada numa caixa fim de
cabo aérea de média tensão esteve na origem da ocorrência registada a 28 de junho,
que afetou 27 PdE da rede MT. Esta ocorrên-
cia totalizou um tempo de interrupções equivalente da potência instalada de 10 minutos.
A ocorrência registada a 2 de agosto, foi resultante do disparo das saídas 3 e 4, com abertura do inter-barras, motivado por avaria em
aparelho de manobra. Tendo afetado 4 PdE,
esta ocorrência resultou num valor do indicador TIEPI de 10 minutos.
No dia 10 de maio verificou-se o disparo da
saída 4, sinalizando a passagem de corrente à
terra, motivado por avaria em DST do ramal
para o PTD 1018. A ocorrência atingiu 23 PdE
da rede MT e teve um TIEPI de 5 minutos.
A ocorrência registada a 28 de outubro, deveu-se a uma avaria no grupo 10 da central
de Além fazenda que saiu de paralelo e provocou deslastre por mínima frequência da
linha 3 - Lajes.
Corvo
Um defeito no alternador do grupo 3 (alternador queimado) provocou a ocorrência registada a 26 de maio de 2011. O TIEPI foi de cerca de 13 minutos.
A avaria na unidade de gestão de carga da
central, a 16 de dezembro, provocou o disparo geral da central do Corvo, resultando numa
interrupção com um TIEPI de 11 minutos.
A 14 de outubro deu-se um disparo geral da
Central do Corvo devido a avaria no grupo 4.
A interrupção resultante teve um TIEPI de 5
minutos.
175
7. Ações para a melhoria da qualidade serviço
176
Nesta secção apresentam-se sucintamente algumas das medidas
realizadas com o intuito de manter ou melhorar os níveis de qualidade de serviço em cada uma das ilhas da RAA, bem como os
resultados obtidos e/ou expectáveis.

As ações referidas nas tabelas seguintes têm efeitos distintos ao nível
da qualidade de serviço, quer ao nível da continuidade do serviço
prestado, quer ao nível da qualidade da onda de tensão. Algumas
destas ações têm efeitos imediatos, por exemplo a correção dos
níveis de tensão, outras têm efeitos que apenas ao longo do tempo
se poderão sentir, quer pela redução do número de interrupções
que afetam os clientes, quer pela redução duração das mesmas.

Alguns dos resultados obtidos ou expectáveis destas medidas são:

Melhoria nas intervenções, rentabilização de tempos de intervenção e nenhuma interrupção originada por quedas
de árvores;

Minimização de contratempos do desenvolvimento da atividade, facilidade de fazer chegar meios e recursos e redução de acidentes de trabalho;

Redução de incidentes nas redes e centros produtores;

Melhoria das condições de manobra e comando das redes;
Redução ou eliminação de reclamações apresentadas pelas Câmaras Municipais e pela Secretaria Regional da Ciência, Tecnologia e Equipamentos, bem como de reclamações apresentadas por parte dos clientes em geral;
Diminuição de mortandade de aves e redução dos disparos provocados pela avifauna.
Ilha
Descrição da Acão (I -Investimento / E Objetivo
Exploração)
S. Maria
E- Manutenção a 10 aparelhos de manobra de linha aérea Cumprimento dos padrões de continuidade de serviço
MT
especificados na EN 50 160
S. Maria
E - Ações de Manutenção/Inspeção preventiva da em 2 Cumprimento dos padrões de continuidade de serviço
Linhas da Rede MT/AT
S. Maria
E -Acão de Manutenção Preventiva a 66 PTD e respetivas Cumprimento dos padrões de continuidade de serviço
redes BT
S. Maria
E - Processo Avifauna – intervenção em 13 Instalações – Cumprimento dos padrões de continuidade de serviço
Alteração dos DST
S. Maria
E - Revisão Tipo 2000 horas Grupo 04
Manter Grupo gerador em boas condições de operação
S. Maria
S. Maria
S. Maria
S. Maria
S. Maria
177
Ilha
Exploração)
S. Miguel
Instalação de sistema de controlo de filas de espera
S. Miguel
E - Ações de Manutenção/Inspeção preventiva da Rede BT
de alguns PTD, tais como: PT 24, PT 25, PT 26, PT 71, PT 73, PT Cumprimento dos padrões de continuidade de serviço
237, PT 241, PT 256, PT 295, PT 313, PT 379, PT 384, PT 385 e PT especificados na EN 50 160
412
S. Miguel
Assegurar o atendimento sequencial e medir com rigor os
tempos efetivos de espera
E - Trabalhos diversos no âmbito do PPDA/Avifauna como:
S. Miguel
a) Montagem/Substituição de 2 seccionadores, incluindo a
alteração da sua posição na linha
b) Alteração da posição de 3 descarregadores de sobretensões (DST)
Cumprimento dos padrões de continuidade de serviço
especificados na EN 50 160, bem como zelar pela avifauna
c) Montagem de Sinalizadores da Avifauna
S. Miguel
E - Ações de Manutenção Preventiva a cerca de 420 Pos- Cumprimento dos padrões de continuidade de serviço
tos de Transformação/Postos de Seccionamento
S. Miguel
I - Ampliação de rede BT PTD 58
S. Miguel
I - Integração de novos PTD na rede BT existente, como são Cumprimento dos padrões de continuidade de serviço e
os casos dos PTD 3, 476, 515, 452, 512 e 514
dos valores de tensão especificados na EN 50 160
S. Miguel
I – Substituição de QGBT nos seguintes PTD: 52, 99, 109, 114, Cumprimento dos padrões de continuidade de serviço e
139, 170, 178, 286, 358 e 397
S. Miguel
I - Montagem de Celas MT equipadas com tecnologia SF6 Cumprimento dos padrões de continuidade de serviço
nos seguintes PT: 52, 311, 1170 e 1370
Cumprimento dos padrões dos valores de tensão especificados na EN 50 160
178
Ilha
Exploração)
S. Miguel
I - Alteração de Potência nos seguintes PTD: 118, 157, 160, Cumprimento dos padrões de continuidade de serviço e
171, 180, 189, 195, 353, 362, 395 e 444
S. Miguel
E - MANUTENÇÃO TIPO 2500 HORAS Grupo 01
S. Miguel
E - MANUTENÇÃO DEPURADORA ÓLEO Grupo 01
S. Miguel
S. Miguel
S. Miguel
S. Miguel
S. Miguel
S. Miguel
S. Miguel
S. Miguel
S. Miguel
S. Miguel
S. Miguel
S. Miguel
179
Ilha
Exploração)
S. Miguel
S. Miguel
S. Miguel
S. Miguel
S. Miguel
E - MANUTENÇÃO DEPURADORA FUEL 5
S. Miguel
Ilha
Exploração)
Terceira
Instalação de sistema de controlo de filas de espera
Assegurar o atendimento sequencial e medir com rigor os
tempos efetivos de espera
Terceira
I- Remodelação da rede BT Santa Barbara
Cumprimento dos padrões de continuidade de serviço e
Terceira
I- Remodelação da rede BT Raminho
Terceira
I - Reforço Rede PTD 138 - Senhora da Ajuda - Vila Nova
180
Ilha
Exploração)
Terceira
I - Reforço Rede PTD 214 - Canada Alta - Porto Martins
Terceira
I - Remodelação da rede BT Cinco Ribeiras
Terceira
I - Remodelação da rede BT Altares
Terceira
I - Construção de novo PTD nas Cinco Ribeiras
Terceira
Terceira
E- Manutenções preventiva em 102 PTD
Terceira
I - Foram substituídos 9 transformadores em PTD ( 6 por Cumprimento dos padrões de continuidade de serviço
aumento de potencia e 3 avaria)
Terceira
E- Substituição de 7 aparelhos de corte em PTD aéreos
Terceira
I- Substituição de DST, com defeito de fabrico, em 52 PTD
Terceira
I -Substituição de 3 Aparelhos de manobra da rede aérea Cumprimento dos padrões de continuidade de serviço
MT e retirados 4
Terceira
I - Relocalização de vários aparelhos de manobra da rede
Avifauna
aérea MT para posição a cota inferior à da travessa
Terceira
E – Substituição de óleo degradado em 2 transformadores Cumprimento dos padrões de continuidade de serviço e
de potência da SE de Angra
Garantir as condições de exploração para respeitar os
padrões de continuidade de serviço especificados na EN
50 160
181
Ilha
Exploração)
Terceira
E - Revisão Tipo 36000H (36.000) Grupo 05
Terceira
E - Revisão Tipo 30000H (61.800H) Grupo 06
Terceira
E - Revisão Tipo 3000H (71.600H) Grupo 07
Terceira
E - Revisão 3000H (46.600H) Grupo 09
Terceira
E - Revisão Tipo 8000H (45.900) Grupo 10
Ilha
Exploração)
E - Trabalhos diversos no âmbito do PPDA/Avifauna como:
Graciosa
a) Montagem/Substituição de 8 seccionadores, incluindo a
alteração da sua posição na linha
especificados na EN 50 160, bem como zelar pela avifauna
b) Alteração da posição de descarregadores de sobretensões (DST)
c) Montagem de Sinalizadores da Avifauna
Graciosa
I - Substituição de DST, com defeito de fabrico, em 20 PTD
Graciosa
182
Ilha
Exploração)
Graciosa
E – Desmontagem de 30 aparelhos de manobra da reda
Redução Disparos MT causados por avarias
aérea MT
Graciosa
I - Construção e ligação PTD Feteira (49)
Graciosa
I - Construção e ligação PTD Limeira (48)
Graciosa
I - Aumento potência Transformador PTD Rochela (29)
Graciosa
E - Limpeza, conservação e manutenção de todos (45) os Cumprimento dos padrões de continuidade de serviço
PTD
Graciosa
E - Substituição de quadros CA2 nos PTD 12, 30 e 31
Graciosa
I - Remodelação total PTD 25 Igreja
Graciosa
I - Remodelação total PTD 3 Luz
Graciosa
E – Remodelação de 29 armários distribuição (substituição
de estruturas de metálicas degradadas por estruturas de
PVC, substituição de isoladores de barramentos, etc.)
Graciosa
Montagem celas SF6 nos PTD 30, 31 e 45
Graciosa
I - Remodelação completa rede BT das zonas das Almas/ Cumprimento dos padrões de continuidade de serviço e
Alto da Ribeirinha/ Manuel Gaspar
Graciosa
E - Revisão Geral (77000 horas) Grupo 02
Diminuição de avarias
183
Ilha
Exploração)
Graciosa
E - Revisão Geral (37386HF) Grupo 03
Graciosa
E - Revisão extremidade Superior (36795H) Grupo 04
Ilha
Exploração)
S. Jorge
I – Ligação dos PTD 33, 38 e 45
S. Jorge
E - Manutenção preventiva (após inspeção) da rede BT dos
PTD 2, 3, 5, 6, 7, 9, 10, 11, 12, 14, 15, 18, 23, 24, 34, 41, 43, 51,
52, 53, 54, 55, 57, 58, 59, 61, 63, 64, 65 e 66
S. Jorge
I - Remodelação das redes BT dos PTD 1, 22, 32, 67 e 69
S. Jorge
E - Substituição dos transformadores dos PTD 34 e 48 devido Evitar interrupções significativas do fornecimento de enerao estado de conservação
gia elétrica devido a avaria
S. Jorge
I - Substituição dos transformadores dos PTD 35 e 63 devido Evitar interrupções significativas do fornecimento de enerao aumento do consumo
gia elétrica devido a avaria
S. Jorge
Linha da Rede MT/AT
S. Jorge
E - Revisão Tipo 24000 HF Grupo 08
S. Jorge
E - Revisão Tipo 8000/12000 HF Grupo 11
S. Jorge
184
Ilha
Exploração)
Pico
I - Remodelação e aumento de potência do PTD 112
Pico
Linha da Rede MT/AT
Pico
I - Remodelação do ramal MT SRPD-0067
Pico
I - Remodelação e aumento de potência do PTD 100
Pico
I - Remodelação do ramal MT MD01-0100
Pico
I - Remodelação de rede BT no PTD-100
Pico
I - Remodelação de rede BT no PTD 126
Pico
I - Remodelação de rede BT no PTD 66
Pico
E – Substituição de óleo degradado no transformador de Cumprimento dos padrões de continuidade de serviço e
potência da SE de São Roque do Pico
Pico
E - Revisão Tipo 6 000 HF Grupo 07
Pico
E - Revisão Tipo 100 000 HF Grupo 03
185
186
Ilha
Exploração)
Faial
I – Construção do PTD 90 Rua Ilha do Pico
Faial
I – Construção de ramal MT subterrâneo, de alimentação
Melhoria das condições de exploração
ao PTD 90 Rua Ilha do Pico
Faial
I – Substituição de DST com defeito de fabrico, em 30 PTD,
Faial
E - Manutenção em todos os 89 PTD
Garantir as condições de exploração para respeitar os
padrões de continuidade de serviço especificados na EN
50 160
Faial
Linha da Rede MT/AT
Faial
Faial
Faial
Ilha
Exploração)
Flores
E – Manutenção em Redes BT em torçada. A Acão incide
principalmente na de conservação dos ligadores de deri- < 6 anomalias significativas por rede BT
vação dos traçados principais.
Flores
E – Monitorização dos níveis de tensão nos extremos dos
circuitos da rede BT. Montagem de monitorização trifásica
nos extremos dos circuitos BT por períodos de 1 semana
para registo dos valores de tensão de acordo com a norma EN50160
Flores
Flores
Flores
Flores
Ilha
Exploração)
Corvo
Corvo
Corvo
E - Revisão Tipo 2000 Horas Grupo 04
Corvo
E - Revisão Tipo 2000 Horas Grupo 04
187
Ilha
Exploração)
Todas as ilhas
Implementação da fatura eletrónica
Todas as ilhas
Promover a realização de auditorias para verificação de
Assegurar o dimensionamento e caraterísticas adequadas
evidências relacionadas com a construção e localização
dos compartimentos onde são instalados os sistemas de
adequada dos compartimentos técnicos destinados aos
contagem e controlo da potência contratada
sistemas de contagem da EDA
Todas as ilhas
Controlo da taxa de redução em % das ordens de corte
programadas, através do pré-aviso telefónico/e-mail dos
Reduzir o número de cortes efetivos
clientes que se encontram em situação de previsão de
corte
Todas as ilhas
E - Inspeções termografia a 418 instalações (333 PTD, 4 SE e
Identificação de defeitos elétricos
81 orgãos de manobra da rede aérea MT)
Todas as ilhas
E – Manutenção a sistemas de teleação e Subestações
Complementando as ações sobre equipamentos, sejam de manutenções ou investimento, a EDA tem mantido esforços por dotar o
seu pessoal de competências que contribuem, também, para a
melhoria da qualidade de serviço, seja no âmbito técnico ou no
relacionamento comercial
Disponibilizar mais cedo a informação aos clientes e reduzir
custos com portes postais
188
Local
Ações de formação
Objetivo
Lisboa
I - Técnicas Soldadura SER
Manter a certificação dos soldadores
Lisboa
I - Variadores de Velocidade
Dotar colaboradores de conhecimentos necessários à
exploração adequada de novos equipamentos
Lisboa
I - Proteções de Média Tensão-Defeitos e Soluções
Lisboa
I - Técnicas de soldadura TIG
Manter a certificação dos soldadores
S. Maria
I - Condução de centrais - SIEMENS
S. Maria
I - Gestão de resíduos - Nível I
Sensibilização ambiental
S. Maria
I - Gestão de resíduos - Nível II
S. Maria
I - Plano de segurança interno – sensibilização
Sensibilização para a Segurança das Instalações
S. Maria
I - Plano de segurança interno – grupo coordenador
S. Miguel
I - Condução de centrais - teórica/prática
S. Miguel
I - Condução de centrais
S. Miguel
I - Manobras de segurança em equipamentos de média e Dotar colaboradores de conhecimentos necessários à
alta tensão
S. Miguel
I - Atmosferas explosivas - ATEX
S. Miguel
I - Reguladores de velocidade
S. Miguel
I - Sistema de monitorização e comando
189
Local
Ações de formação
Objetivo
S. Miguel
Terceira
I - Atmosferas explosivas - ATEX
Terceira
I - SCADA – Sattline
Terceira
I - Metrologia
Ação de reciclagem importante para a atividade da
manutenção certificada (NP EN ISO 9001:2008)
Terceira
I - Alinhamentos mecânicos
Ação de reciclagem importante para a atividade da
manutenção certificada (NP EN ISO 9001:2008)
S. Jorge
I - SIMATIC S7-300
S. Jorge
I - Supervisão e coordenação de Redes
S. Jorge
Faial
I - Subestação do FAI - Gestão e Controle
Flores
I - Condução da central termoelétrica das Flores
Flores
I - Sistemas de proteção SIPROTEC
Flores
Corvo
190
Anexos
191
Anexos
Anexo I - Siglas, abreviaturas e
definições
Alta Tensão (AT) – tensão entre fases cujo valor
eficaz é superior a 45 kV e igual ou inferior a
110 kV.
Avaria – condição do estado de um equipamento ou sistema de que resultem danos ou
falhas no seu funcionamento.
Baixa Tensão (BT) – tensão entre fases cujo
valor eficaz é igual ou inferior a 1 kV.
Carga – valor, num dado instante, da potência ativa fornecida em qualquer ponto de um
sistema, determinada por uma medida instantânea ou por uma média obtida pela integração da potência durante um determinado
intervalo de tempo. A carga pode referir-se a
um consumidor, a um aparelho, a uma linha
ou a uma rede.
Cava (abaixamento) da tensão de alimentação – diminuição brusca da tensão de alimentação para um valor situado entre 90% e 1%
da tensão declarada, Uc (ou da tensão de
referência deslizante, Urd), seguida do restabelecimento da tensão depois de um curto
lapso de tempo. Por convenção, uma cava
de tensão dura de 10 ms a 1 min.
Centro de Condução de uma rede – órgão
encarregue da vigilância e da condução das
instalações e equipamentos de uma rede.
Cliente – pessoa singular ou coletiva com um
contrato de fornecimento de energia elétrica
ou acordo de acesso e operação das redes.
Cliente não vinculado – Pessoa singular ou
coletiva, titular de uma instalação consumidora de energia elétrica, a quem tenha sido
concedida autorização de acesso ao Sistema
Elétrico Não Vinculado (SENVA), nos termos do
Regulamento de Relações Comerciais.
Compatibilidade eletromagnética (CEM) –
aptidão de um aparelho ou de um sistema
para funcionar no seu ambiente eletromagnético de forma satisfatória e sem ele próprio
produzir perturbações eletromagnéticas intoleráveis para tudo o que se encontre nesse
ambiente.
Condições normais de exploração - condições de uma rede que permitem corresponder à procura de energia elétrica, às manobras da rede e à eliminação de defeitos pelos
sistemas automáticos de proteção, na ausência de condições excecionais ligadas a influências externas ou a incidentes importantes.
Condução da rede – ações de vigilância,
controla e comando da rede ou de um conjunto de instalações elétricas s asseguradas
por um ou mais centros de condução.
Consumidor – entidade que recebe energia
elétrica para utilização própria.
Corrente de curto-circuito - corrente elétrica
entre dois pontos de um circuito em que se
estabeleceu um caminho condutor ocasional
e de baixa impedância.
Consumidor direto da Rede de Transporte –
entidade (eventualmente possuidora de produção própria) que recebe diretamente
energia elétrica da rede de transporte para
utilização própria.
Contrato de ligação à Rede de Transporte –
contrato entre o utilizador da rede de transporte a entidade concessionária do transporte
e distribuição relativo às condições de ligação: prazos, custo, critérios de partilha de
meios e de encargos comuns de exploração,
condições técnicas e de exploração particulares, normas específicas da instalação, pro-
cedimentos de segurança e ensaios específicos.
Concessionária do Transporte e Distribuição –
entidade a quem cabe, em regime de exclusivo e de serviço público, mediante a celebração de um contrato de concessão com o
Governo Regional dos Açores, a gestão técnica global dos sistemas elétricos de cada uma
das ilhas do Arquipélago dos Açores, o transporte e a distribuição de energia elétrica nos
referidos sistemas, bem como a construção e
exploração das respetivas infraestruturas, conforme o disposto no Capítulo V do Regulamento das Relações Comerciais.
Defeito elétrico – anomalia numa rede elétrica
resultante da perda de isolamento de um seu
elemento, dando origem a uma corrente,
normalmente elevada, que requer a abertura
automática de disjuntores.
Desequilíbrio de tensão - estado no qual os
valores eficazes das tensões das fases ou das
desfasagens entre tensões de fases consecutivas, num sistema trifásico, não são iguais.
Despacho Regional de uma rede – órgão que
exerce um controlo permanente sobre as
condições de exploração e condução de
uma rede no âmbito regional.
Disparo - abertura automática de um disjuntor
provocando a saída da rede de um elemento
ou equipamento, por atuação de um sistema
ou órgão de proteção da rede, normalmente
em consequência de um defeito elétrico.
DRCIE – Direção Regional do Comércio, Indústria e Energia.
Duração média das interrupções do sistema
(SAIDI - “System Average Interruption Duration
Index”) - representa a duração média das
interrupções verificadas nos pontos de entrega durante um determinado período.
O indicador SAIDI é obtido pelo cálculo da
expressão:
k x
∑ ∑DIij
j =1 i =1
SAIDI MT =
k
em que:
DIij· – duração da interrupção i na instalação j
(PTD ou PTC), em minutos;
k – quantidade total de pontos de entrega
(PTC e PTD) da ilha, para o cálculo de indicadores globais da ilha ou por linha de distribuição; quantidade total dos pontos de entrega
da zona de serviço considerada, da ilha ou
da região, para o cálculo de indicadores por
zona de serviço, por ilha ou para a região;
quantidade total dos pontos de entrega da
região para indicadores globais da região;
x – número de interrupções da instalação j.
Emissão (eletromagnética) - processo pelo
qual uma fonte fornece energia eletromagnética ao exterior.
Energia não distribuída (END) - valor estimado
da energia não distribuída nos pontos de entrega das redes de distribuição em MT, devido
a interrupções de fornecimento, durante um
determinado intervalo de tempo (normalmente 1 ano civil), dado pela seguinte expressão:
END=
TIEPI×EF onde:
T
TIEPI – tempo de interrupção equivalente da
potência instalada, em horas
EF – energia entrada na rede de distribuição
de MT, em MWh, no período de tempo considerado
T – período de tempo considerado, em horas.
Energia não fornecida (ENF) - valor estimado
da energia não fornecida nos pontos de entrega da rede de transporte, devido a interrupções de fornecimento, durante um deter-
192
Anexos
minado intervalo de tempo (normalmente 1
ano civil).
FIjMT - número de interrupções em PTD e PTC,
no período considerado;
Entrada - canalização elétrica de Baixa Tensão compreendida entre uma caixa de colunas, um quadro de colunas ou uma portinhola
e a origem de uma instalação de utilização.
k - quantidade total dos pontos de entrega
região para indicadores globais da região.
ERSE - Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos.
Exploração – conjunto das atividades necessárias ao funcionamento de uma instalação elétrica, incluindo as manobras, o comando, o controlo, a manutenção, bem como os trabalhos elétricos e os não elétricos.
Flutuação de tensão - série de variações da
tensão ou variação cíclica da envolvente de
uma tensão.
Fornecedor - entidade responsável pelo fornecimento de energia elétrica, nos termos de
um contrato.
Fornecimento de energia elétrica - venda de
energia elétrica a qualquer entidade que é
cliente da entidade concessionária do transporte e distribuição.
Frequência da tensão de alimentação (f) taxa de repetição da onda fundamental da
tensão de alimentação, medida durante um
dado intervalo de tempo (em regra 1 segundo).
Frequência média de interrupções do sistema
(SAIFI - “System Average Interruption Frequency Index”) - representa o número médio de
interrupções verificadas nos pontos de entrega, durante um determinado período.
O indicador SAIFI é obtido pela expressão:
k
∑ FI jMT
j =1
SAIFI MT =
k
em que:
Imunidade (a uma perturbação) - aptidão
dum dispositivo, dum aparelho ou dum sistema para funcionar sem degradação na presença duma perturbação eletromagnética.
Incidente – acontecimento que provoca a
desconexão (não programada) de um elemento da rede, podendo originar uma ou
mais interrupções de serviço.
Instalação elétrica – conjunto de equipamentos elétricos utilizados na produção, no transporte, na conversão, na distribuição ou na
utilização da energia elétrica, incluindo fontes
de energia, bem como as baterias, os condensadores e outros equipamentos de armazenamento de energia elétrica.
Instalação elétrica eventual - instalação elétrica provisória, estabelecida com o fim de
realizar, com carácter temporário, um evento
de natureza social, cultural ou desportiva.
Instalação de utilização – instalação elétrica
destinada a permitir aos seus utilizadores a
aplicação da energia elétrica pela sua transformação noutra forma de energia.
Interrupção acidental - interrupção do fornecimento ou da entrega de energia elétrica
provocada por defeitos permanentes ou transitórios, na maior parte das vezes ligados a
acontecimentos externos, a avarias ou a interferências.
Interrupção breve - interrupção acidental
com uma duração igual ou inferior a 3 min.
193
Interrupção do fornecimento ou da entrega situação em que o valor eficaz da tensão de
alimentação no ponto de entrega é inferior a
1% da tensão declarada Uc, em pelo menos
uma das fases, dando origem, a cortes de
consumo nos clientes.
Interrupção longa - interrupção acidental
com uma duração superior a 3 min.
Interrupção prevista - interrupção do fornecimento ou da entrega que ocorre quando os
clientes são informados com antecedência,
para permitir a execução de trabalhos programados na rede.
avaria e destinadas à reposição do funcionamento de uma instalação elétrica.
Manutenção preventiva (conservação) combinação de ações técnicas e administrativas realizadas com o objetivo de reduzir a
probabilidade de avaria ou degradação do
funcionamento de uma instalação elétrica.
Média Tensão (MT) - tensão entre fases cujo
valor eficaz é superior a 1 kV e igual ou inferior
a 45 kV.
Muito Alta Tensão (MAT) - tensão entre fases
cujo valor eficaz é superior a 110 kV.
Licença vinculada - licença mediante a qual
o titular assume o compromisso de alimentar o
SEPA ou ser por ele alimentado, dentro das
regras de funcionamento daquele sistema.
Nível de compatibilidade (eletromagnética) nível de perturbação especificado para o
qual existe uma forte e aceitável probabilidade de compatibilidade eletromagnética.
Limite de emissão (duma fonte de perturbação) - valor máximo admissível do nível de
emissão.
Nível de emissão - nível duma dada perturbação eletromagnética, emitida por um dispositivo, aparelho ou sistema particular e medido
duma maneira especificada.
Limite de imunidade - valor mínimo requerido
do nível de imunidade.
Manobras - ações destinadas a realizar mudanças de esquema de exploração de uma
rede elétrica, ou a satisfazer, a cada momento, o equilíbrio entre a produção e o consumo
ou o programa acordado para o conjunto
das interligações internacionais, ou ainda a
regular os níveis de tensão ou a produção de
energia reativa nos valores mais convenientes,
bem como as ações destinadas a colocar em
serviço ou fora de serviço qualquer instalação
elétrica ou elemento dessa rede.
Manutenção - combinação de ações técnicas e administrativas, compreendendo as
operações de vigilância, destinadas a manter
uma instalação elétrica num estado de operacionalidade que lhe permita cumprir a sua
função.
Manutenção
corretiva
(reparação)
combinação de ações técnicas e administrativas realizadas depois da deteção de uma
Nível de imunidade - nível máximo duma perturbação eletromagnética de determinado
tipo incidente sobre um dispositivo, aparelho
ou sistema não susceptível de provocar qualquer degradação do seu funcionamento.
Nível de perturbação - nível de uma dada
perturbação eletromagnética, medido de
uma maneira especificada.
Nível de planeamento - objetivo de qualidade
interno da entidade concessionária do transporte e distribuição relativamente a uma perturbação na onda de tensão, mais exigente
ou, no limite, igual ao respetivo nível de referência associado a um grau de probabilidade
de ocorrência.
Nível de referência (de uma perturbação) nível máximo recomendado para uma perturbação eletromagnética em determinados
pontos de uma rede elétrica (normalmente, os
pontos de entrega).
194
Anexos
Nível (duma quantidade) - valor duma quantidade avaliada duma maneira especificada.
Ponto de medida - ponto da rede onde a
energia ou a potência é medida.
Ocorrência – acontecimento que afete as
condições normais de funcionamento de uma
rede elétrica.
Posto (de uma rede elétrica) - parte de uma
rede elétrica, situada num mesmo local, englobando principalmente as extremidades de
linhas de transporte ou de distribuição, a aparelhagem elétrica, edifícios e, eventualmente,
transformadores.
Operador Automático (OPA) – dispositivo eletrónico programável destinado a executar
automaticamente operações de ligação ou
desligação de uma instalação ou a sua reposição em serviço na sequência de um disparo
parcial ou total da instalação.
Operação - Acão desencadeada localmente
ou por telecomando que visa modificar o
estado de um órgão ou sistema.
Perturbação (eletromagnética) - fenómeno
eletromagnético suscetível de degradar o
funcionamento dum dispositivo, dum aparelho
ou dum sistema.
Ponto de entrega (PdE) - ponto (da rede)
onde se faz a entrega de energia elétrica à
instalação do cliente ou a outra rede.
Nota: Na Rede de Transporte o ponto de entrega é, normalmente, o barramento de uma
subestação a partir do qual se alimenta a
instalação do cliente. Podem também constituir pontos de entrega:
Os terminais dos secundários de transformadores de potência de ligação a uma instalação
do cliente.
A fronteira de ligação de uma linha à instalação do cliente.
Ponto de ligação - ponto da rede eletricamente identificável a que se liga uma carga,
uma outra rede, um grupo gerador ou um
conjunto de grupos geradores.
Ponto de interligação (de uma instalação
elétrica à rede) – é o nó de uma rede do sistema elétrico de serviço público (SEPA) eletricamente mais próximo do ponto de ligação
de uma instalação elétrica.
Posto de transformação (PT) - posto destinado
à transformação da corrente elétrica por um
ou mais transformadores estáticos cujo secundário é de baixa tensão.
Potência nominal - é a potência máxima que
pode ser obtida em regime contínuo nas condições geralmente definidas na especificação
do fabricante, e em condições climáticas
precisas.
Produtor – entidade responsável pela ligação
à rede e pela exploração de um ou mais grupos geradores.
Ramal - canalização elétrica, sem qualquer
derivação, que parte do quadro de um posto
de transformação ou de uma canalização
principal e termina numa portinhola, quadro
de colunas ou aparelho de corte de entrada
de uma instalação de utilização.
Rede – conjunto de subestações, linhas, cabos
e outros equipamentos elétricos ligados entre
si com vista a transportar a energia elétrica
produzida pelas centrais até aos consumidores.
Rede de distribuição – parte da rede utilizada
para condução da energia elétrica, dentro
de uma zona de consumo, para o consumidor
final.
Rede de transporte – parte da rede utilizada
para o transporte da energia elétrica, em
geral e na maior parte dos casos, dos locais
de produção para as zonas de distribuição e
de consumo.
195
Severidade da tremulação – intensidade do
desconforto provocado pela tremulação definida pelo método de medição UIE-CEI da
tremulação e avaliada segundo os seguintes
valores:


severidade de curta duração (Pst)
medida num período de 10 min;
severidade de longa duração (Plt)
calculada sobre uma sequência de
12 valores de Pst relativos a um intervalo de duas horas, segundo a expressão:
12
Pst 3
Plt = 3 ∑
12
i=1
Sobretensão temporária à frequência industrial – sobretensão ocorrendo num dado local
com uma duração relativamente longa.
Sobretensão transitória - sobretensão, oscilatória ou não, de curta duração, em geral fortemente amortecida e com uma duração máxima de alguns milissegundos.
sendo,
[MWh/minuto]
e:
ENF
- energia não fornecida no período
considerado, em MWh;
EF
- energia fornecida no período considerado, em MWh;
Pme
- potência média expectável, caso
não se tivessem registado interrupções, em
MWh/minuto;
T
- duração do período considerado,
em minutos.
Tempo de interrupção equivalente da potência instalada (TIEPI) - representa o tempo de
interrupção da potência instalada nos postos
de transformação (públicos e privados) da
rede de distribuição.
O indicador TIEPI é obtido pelo cálculo da
expressão:
Subestação (ou SE) – posto destinado a algum dos seguintes fins:
Transformação da corrente elétrica por um ou
mais transformadores estáticos, cujo secundário é de alta ou de média tensão;
Compensação do fator de potência por
compensadores síncronos ou condensadores,
em alta ou média tensão.
Tempo de interrupção equivalente (TIE) - representa o tempo de interrupção da potência
média fornecida expectável (no caso de não
ter havido interrupções) num determinado
período.
O indicador TIE é obtido pelo cálculo da expressão:
TI E =
ENF
Pme
em minutos
EF + ENF
em
Pme =
T
k x
∑ ∑DI ij × PI j
j =1 i =1
TI EPI =
k
∑PI j
j =1
em que:
DIij - duração da interrupção da instalação i,
em minutos;
PIj - potência instalada na instalação j - posto
de transformação de serviço público (PTD) ou
particular (PTC), em kVA;
k - quantidade total dos pontos de entrega
196
Anexos
região para indicadores globais da região;
minação da amplitude ou profundidade da
cava.
x - número de interrupções da instalação j.
Nota: O intervalo de tempo a considerar deve
ser muito superior à duração da cava de tensão.
Tempo médio de reposição de serviço do
sistema (SARI - “System Average Restoration
Index”) - representa o tempo médio de reposição de serviço durante um determinado
período (normalmente um ano civil).
O indicador SARI é obtido pelo cálculo da
expressão:
k NI j
∑ ∑DI ij
j =1 i =1
[minutos] em que:
SARI =
k
∑NI j
j =1
DIij
- duração da interrupção i no ponto
de entrega j, em minutos;
k
trega;
- quantidade total de pontos de en-
NIj
- número de interrupções ocorridas no
ponto de entrega j no período considerado.
Tensão de alimentação - valor eficaz da tensão entre fases presente num dado momento
no ponto de entrega, medido num dado intervalo de tempo.
Tensão de alimentação declarada (Uc) - tensão nominal Un entre fases da rede, salvo se,
por acordo entre o fornecedor e o cliente, a
tensão de alimentação aplicada no ponto de
entrega diferir da tensão nominal, caso em
que essa tensão é a tensão de alimentação
declarada Uc.
Tensão de referência deslizante (aplicável nas
cavas de tensão) - valor eficaz da tensão num
determinado ponto da rede elétrica calculado de forma contínua num determinado intervalo de tempo, que representa o valor da
tensão antes do início de uma cava, e é usado como tensão de referência para a deter-
Tensão harmónica - tensão sinusoidal cuja
frequência é um múltiplo inteiro da frequência
fundamental da tensão de alimentação. As
tensões harmónicas podem ser avaliadas:
individualmente, segundo a sua amplitude
relativa (Uh) em relação à fundamental (U1),
em que “h” representa a ordem da harmónica;
globalmente, ou seja, pelo valor da distorção
harmónica total (DHT) calculado pela expressão seguinte:
DHT 
40
U
h2
2
h
Tensão interharmónica - tensão sinusoidal cuja
frequência está compreendida entre as frequências harmónicas, ou seja, cuja frequência
não é um múltiplo inteiro da frequência fundamental.
Tensão nominal de uma rede (Un) - tensão
entre fases que caracteriza uma rede e em
relação à qual são referidas certas características de funcionamento.
Tremulação (“flicker”) - impressão de instabilidade da sensação visual provocada por um
estímulo luminoso, cuja luminância ou repartição espectral flutua no tempo.
T&D1 – Transporte e distribuição – inclui interrupções na instalação do cliente
Utilizador da Rede de Transporte – Produtor,
Distribuidor ou Consumidor que está ligado
fisicamente à rede de transporte ou que a
utiliza por intermédio de terceiros para transporte e/ou regulação de energia, ou ainda
para apoio (reserva de potência).
197
Variação de tensão - aumento ou diminuição
do valor eficaz da tensão, provocados pela
variação da carga total da rede ou de parte
desta.
TER - Terceira
GRA - Graciosa
SJG – São Jorge
Abreviaturas das ilhas
FAI - Faial
SMA – Santa Maria
FLO - Flores
SMG – São Miguel
COR - Corvo
198
Anexos
199
Anexo II - Classificação das causas das interrupções
Quadro geral de classificação
Apresenta-se em seguida o quadro geral de
classificação das interrupções. O RQS estabelece um nível mínimo para a classificação de
interrupções. A EDA, para melhor caracterização das mesmas, e sendo-o permitido no
Tipo
Motiv o
âmbito do mesmo regulamento, tem em prática corrente um nível mais detalhado, apresentado na tabela seguinte:
Causa
Acordo c/ cliente (1)
PREVISTAS
(PROGRAMADAS)
Razões de serv iço (2)
(1)
Código
110
Nov os Empreendimentos (1)
121
Reparação de equipamentos (2)
122
Conserv ação de equipamentos (3)
123
Alterações na configuração da rede (4)
124
Trabalhos de abate ou decote de árv ores (5) 125
Razões de interesse público (3)
Plano nacional de emergência energética
130
Facto imputáv el ao cliente (4)
Artigo 177. º do RRC
140
Vento de intensidade excecional (1)
211
Inundações imprev isív eis (2)
212
Descarga atmosférica direta (3)
213
Incendio (4)
214
Terramoto (5)
215
Grev e geral (6)
216
Alteração da ordem pública (7)
217
Sabotagem (8)
218
Malfeitoria (9)
219
IMPREVISTAS
Interv enção de Terceiros* (0)
220
(ACIDENTAIS)
Outras causas (1)
221
Deslastre de cargas (0)
230
Acão atmosférica (1)
241
Acão ambiental (2)
242
Origem interna (3)
243
Trabalhos inadiáv eis (4)
244
Outras causas (5)
245
Desconhecidas (6)
246
Casos Fortuitos/Força maior (1) e (2)
(2)
Razões de segurança (3)
Próprias (4)
Reengate (5)
Facto imputáv el ao cliente (6)
Deficiência na instalação do cliente
25
Artigo 177. º do RRC
26
30
200
Imprevistas
Previstas
O quadro seguinte apresenta, de uma forma
simplificada, a relação existente entre as causas simples de uma interrupção e o seu descritivo
Causa simples
Descritiv o causa
11
Acordo c/ cliente
12
Razões de serv iço
14
Facto imputáv el ao cliente
21
23
24
Próprias
25
Reengate
26
Facto imputáv el ao cliente
30
Deficiência na instalação do cliente
Origem das interrupções
Produção: são as interrupções do fornecimento ou da entrega de energia elétrica com
origem em centros produtores.
Transporte: são as interrupções do fornecimento ou da entrega de energia elétrica com
origem na rede de transporte.
Distribuição: são as interrupções do fornecimento ou da entrega de energia elétrica com
origem nas redes de distribuição.
Nota: Considera-se que as interrupções em
clientes têm sempre uma daquelas origens,
ainda que tenham como causa uma avaria
nas instalações de outro cliente com repercussão naqueles subsistemas.
Tipos de interrupções
Previstas (programadas): são as interrupções
do fornecimento ou da entrega de energia
elétrica por acordo com os clientes, ou ainda
por razões de serviço, razões de interesse público ou por facto imputável ao cliente em
que os clientes são informados com a antecedência mínima fixada no Regulamento de
Relações Comerciais para estes tipos de interrupções.
Acidentais (imprevistas): são as restantes interrupções do fornecimento ou da entrega de
energia elétrica.
Causas das interrupções
Caracterizadas no regulamento de relações
comerciais:
Acordo com o cliente
Razões de serviço
Razões de interesse público
Causas fortuitas ou de força maior: consideram-se causas fortuitas ou de força-maior as
indicadas no n.º 4 do artigo 2.º do RQS.
Próprias: consideram-se interrupções próprias
todas as não caracterizadas anteriormente.
Estas causas podem ser desagregadas do
seguinte modo:
Acão atmosférica: inclui as interrupções devidas a fenómenos atmosféricos, designadamente, descargas atmosféricas indiretas, chu-
Anexos
va, inundação, neve, gelo, granizo, nevoeiro,
vento ou poluição, desde que não sejam passíveis de ser classificadas como causas de
força maior;
Acão ambiental: inclui as interrupções provocadas, designadamente, por animais, arvoredo, movimentos de terras ou interferências de
corpos estranhos, desde que não sejam passíveis de ser classificadas como causas de força
maior;
Origem interna: inclui, designadamente, erros
de projeto ou de montagem, falhas ou uso
inadequado de equipamentos ou de materiais, atividades de manutenção, obras próprias
ou erro humano;
Trabalhos inadiáveis: inclui as interrupções por
razões de serviço visando a realização de
trabalhos inadiáveis sem o cumprimento do
disposto no Regulamento de Relações Comerciais;
Outras causas: inclui, designadamente, interrupções originadas em instalações de clientes;
201
202

RAQS 2011

Transcrição

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