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SUMÁRIO

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SUMÁRIO

Em cumprimento dos art.º 38 a 40 do Regulamento daQualidade de Serviço, foi elaborado o presenterelatório, descrevendo-se os indicadores que caracte-rizam a Qualidade de Serviço no âmbito do Comercial, da Continuidade de Serviço e da Qualidade da Onda deTensão, as considerações assumidas e as metodologiasde cálculo.

Do ponto de vista dos seus clientes, os serviços presta-dos pela EDA são referidos como sendo Bons ou MuitoBons, em pelo menos 92,5% dos inquiridos. Face a 2006,a opinião dos inquiridos relativa a um serviço Bom ouMuito Bom apresenta um incremento na generalidade dositens dos questionários.

Muito Bom 55,1% 48,1% 52,3% 54,7% 52,9% 50,5% 44,0% 50,9%Bom 40,0% 47,4% 41,7% 40,8% 41,1% 44,7% 45,3% 44,6%Nem Bom/Nem Mau 3,7% 3,7% 4,9% 3,7% 4,9% 3,7% 9,0% 2,7%Mau 1,1% 0,4% 1,1% 0,5% 0,6% 0,5% 1,7% 0,1%Muito Mau - 0,1% - 0,0% - 0,2% - 0,2%Não Sabe/Não Responde 0,0% 0,3% 0,0% 0,3% 0,6% 0,4% 0,0% 1,5%

Disponibilidade Apreciação e Solicitude Simpatia Profissionalismo Apresentação

2006 2007 2006 2007 2006 2007 2006 2007

Tabela 1-1 Caracterização global dos serviços prestados

Considerando os resultados dos inquéritos, verifica-seuma aproximação dos mesmos a uma distribuição nor-mal, com uma tendência superior.

O atendimento comercial da EDA é entendido pelos seusclientes como sendo Bom, obtendo avaliações destanatureza em todas as suas vertentes, na opinião de, pelomenos, 52% dos inquiridos.


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Relatório de Qualidade de Serviço 07

Muito Bom 14,2% 14,5% 14,0% 12,6% 13,8% 10,9%Bom 59,0% 57,2% 53,0% 56,3% 60,0% 51,9%Nem Bom/Nem Mau 14,4% 11,9% 16,0% 10,2% 14,4% 9,8%Mau 3,0% 3,8% 2,0% 2,6% 7,6% 2,1%Muito Mau 1,4% 0,9% 1,0% 0,7% 2,0% 0,9%Não Sabe/Não Responde 8,0% 11,7% 14,0% 17,7% 2,2% 24,5%

Telefónico Balcão Pessoal Piquete/Tecn.-Comercial

2006 2007 2006 2007 2006 2007

Tabela 1-2 Caracterização global do atendimento

Tabela 1-3 Indicadores gerais do relacionamento comercial

No que concerne a indicadores gerais de relacionamentocomercial, acompanhados na íntegra em 2007, verifica--se uma melhoria generalizada dos mesmos, face ao anotransacto, tendo sido cumpridos todos os indicadoresdefinidos.

Indicadores Gerais Padrão Realização Realização(%) 2006 (%) 2007 (%)

Percentagem de orçamentos de ramais e chegadas 95,00 98,61 99,38em BT deverão ser elaborados até 20 dias úteis.

Percentagem dos ramais e chegadas em BT deverão 95,00 97,22 98,58ser executados até 20 dias úteis.

Percentagem de ligações à rede de instalações de BT 90,00 93,64 98,39que deverão ser executadas até 2 dias úteis, apóscelebração do contrato de fornecimento de energia eléctrica.

Percentagem de atendimentos com tempos de espera 90,00 99,60 99,50até 20 minutos nos centros de atendimento

Percentagem de atendimentos com tempos de espera 80,00 94,90 96,10até 60 segundos, no atendimento telefónico centralizado.

Percentagem de clientes com tempo de reposição de serviço até 4 horas, 80,00 n.d. 99,04na sequência de interrupções de fornecimento acidentais.

Percentagem de reclamações apreciadas e respondidas 95,00 99,40 99,18até 15 dias úteis.

Percentagem de pedidos de informação, apresentados 90,00 100,00 100,00por escrito, respondidos até 15 dias úteis

Percentagem de clientes de BT cujo contador tenha sido 98,00 98,04 98,05objecto de pelo menos uma leitura durante o último ano


Os indicadores individuais de relacionamento comercialapresentam situações pontuais de incumprimento,apresen tando melhorias significativas nas retomas deserviço. Os incumprimentos verificados dão origem acompensa ções a clientes.

A generalidade dos indicadores gerais de continuidade deserviço da rede de distribuição em MT apresenta melhoriasface a 2006, do ponto de vista da Região e ao nível de ilha.

SUMÁRIO

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Indicadores Individuais 2006 2007N.º Visitas às Instalações Clientes Fora do Intervalo 3 Horas - Artigo 34º N.º 29 9 0Assistência Técnica após comunicação, pelo Cliente, Fora do intervalo RQS - Artigo 35º n.d. 61N.º Retoma de serviço efectuadas fora do prazo - Artigo 36º 23 2Reclamações Respondidas Fora do prazo do RQS "Facturação" - Artigo 42º 0 0Reclamações Respondidas Fora do prazo do RQS "Cobrança" - Artigo 42º 0 0Reclamações Respondidas Fora do prazo do RQS "Características técnicas da tensão" - Artigo 43º n.d. 0Reclamações Resp. Fora do Prazo do RQS Relativas a "Equip. Contagem" - Artigo 44º 0 0

Tabela 1-4 Indicadores individuais do relacionamento comercial

Durante o ano de 2007 verificou-se um decréscimo nonúmero de ocorrências de 3,7%, face a 2006. Em algu-mas das ilhas a tendência é inversa, na maioria das vezesem resultado de ocorrências previstas para efeitos demanutenção ou reforço de redes.

2006 2007Santa Maria 112 97São Miguel 731 661Terceira 722 565Graciosa 55 57São Jorge 80 138Pico 136 246Faial 146 152Flores 103 91

2 085 2 007Tabela 1-5 Número de ocorrências


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Santa Maria C 1:08:23 1,5 0:56:25São Miguel A 0:06:18 0,5 0:08:01

B 0:36:14 0,6 0:28:42C 3:04:11 4,6 3:51:26

Terceira A 2:52:24 6,4 3:33:21C 5:28:47 13,4 6:33:57

Graciosa C 2:07:16 3,8 2:02:51São Jorge C 4:53:01 8,4 6:23:13Pico C 2:24:11 3,1 3:09:58Faial A 0:25:47 1,0 0:29:21

C 4:25:38 6,1 5:05:10Flores C 2:56:52 2,8 3:37:30

Ilha Zona TIEPI SAIFI SAIDI (hh:mm:ss) (N.º) (hh:mm:ss)

Tabela 1-6 Indicadores MT por zona – Interrupções longas com origem nas redes não abrangidas pelo N.º 1 do artigo 13º do RQS

Tabela 1-7 Indicadores BT por zona – Interrupções longas com origem nas redes não abrangidas pelo N.º 1 do artigo 13º do RQS

O acompanhamento dos indicadores gerais de baixa ten-são iniciou-se em 2007, verificando-se o cumprimentodos mesmos na quase totalidade das situações.

Santa Maria C 1,4 60,2São Miguel A 0,4 9,1

B 0,8 36,0C 3,8 199,6

Terceira A 4,3 170,2C 11,8 357,1

Graciosa C 3,3 110,5São Jorge C 8,0 461,8Pico C 2,8 185,9Faial A 1,2 49,0

C 5,6 289,6Flores C 2,4 155,5

Ilha Zona SAIFI SAIDI (N.º) (minutos)

No que concerne ao incumprimento do padrão individualde qualidade relativo à continuidade de serviço, a EDAiniciou em 2008, relativamente ao ano de 2007, o paga-mento automático das compensações estipulados noart.º 48 do RQS. Desta forma, e face às 2 326 situaçõesde incumprimento verificadas, representando cerca de2% do número de clientes da EDA, foi efectuado o paga-mento de 32 176¤.

Quanto à monitorização da qualidade da onda de tensão,em 2007, prosseguiu-se com a aquisição e instalação deequipamentos, de forma a alargar a monitorização dosvalores das características da onda de tensão àsrestantes ilhas do arquipélago.


3.7 PICO 773.7.1 Indicadores gerais rede de transporte 773.7.2 Indicadores gerais da rede de distribuição em média tensão 773.7.3 Indicadores gerais da rede de distribuição em baixa tensão 79

3.8 FAIAL 803.8.1 Indicadores gerais da rede de distribuição em média tensão 803.8.2 Indicadores gerais da rede de distribuição em baixa tensão 81

3.9 FLORES 833.9.1 Indicadores gerais da rede de distribuição em média tensão 833.9.2 Indicadores gerais da rede de distribuição em baixa tensão 84

3.10 INDICADORES INDIVIDUAIS DE CONTINUIDADE DE SERVIÇO 85

04. Qualidade da onda de tensão 894.1 Plano de Monitorização 91

4.1.1 Indicadores Semanais 94

4.2 Qualidade da onda de tensão 944.2.1 Amplitude 944.2.2 Tremulação (Flicker) 964.2.3 Desequilíbrio 984.2.4 Frequência 984.2.5 Harmónicos 994.2.6 Cavas 1024.2.7 Sobretensões 103

05. Casos fortuitos ou de força maior - incidentes mais relevantes 105

5.1 Incidente na ilha das Flores a 14 de Fevereiro de 2007 1065.2 Incidente na ilha do Pico a 17 de Fevereiro de 2007 1065.3 Incidente na ilha de São Miguel a 18 de Dezembro de 2007 1075.4 Incidente na ilha de São Miguel a 18 de Dezembro de 2007 107

06. Acções mais relevantes para a melhoriada qualidade de serviço do sistema eléctrico 109

Anexos

01. Introdução 11

02. Qualidade de Serviço Comercial 15

2.1. Satisfação dos clientes 162.1.1 Registo de Avarias 172.1.2 Visitas 182.1.3 Clientes dos Centros de Atendimento 202.1.4 Clientes Residenciais 232.1.5 Clientes não Residenciais (Clientes Empresa) 24

2.2 Qualidade de serviço comercial 262.2.1 Indicadores gerais 262.2.2 Indicadores individuais 32

2.3 Clientes com necessidades Especiais 38

2.4 Acções mais Relevantes para a melhoria da qualidade de serviçode âmbito comercial 40

03. Continuidade de serviço 43

3.1 Indicadores Gerais da RAA 443.1.1 Indicadores gerais da rede de transporte 443.1.2 Indicadores gerais da rede de distribuição em média tensão 453.1.3 Indicadores gerais da rede de distribuição em baixa tensão 57

3.2 SANTA MARIA 603.2.1 Indicadores gerais da rede de distribuição em média tensão 603.2.2 Indicadores gerais da rede de distribuição em baixa tensão 61

3.3 SÃO MIGUEL 623.3.1 Indicadores gerais rede de transporte 623.3.2 Indicadores gerais da rede de distribuição em média tensão 623.3.3 Indicadores gerais da rede de distribuição em baixa tensão 64

3.4 TERCEIRA 663.4.1 Indicadores Gerais Rede de transporte 663.4.2 Indicadores gerais da rede de distribuição em média tensão 663.4.3 Principais incidentes 683.4.4 Indicadores gerais da rede de distribuição em baixa tensão 70

3.5 GRACIOSA 723.5.1 Indicadores gerais da rede de distribuição em média tensão 723.5.2 Indicadores gerais da rede de distribuição em baixa tensão 73

3.6 SÃO JORGE 753.6.1 Indicadores gerais da rede de distribuição em média tensão 753.6.2 Indicadores gerais da rede de distribuição em baixa tensão 76


Tabela 3-14 SAIDI MT por zona interrupções longas com origens nas redes não abrangidas pelo N.º1 do artigo 13º do RQS 56

Tabela 3-15 END na RAA todas as interrupções 57Tabela 3-16 END na RAA por origem todas as interrupções 57Tabela 3-17 SAIFI BT da RAA por causa 58Tabela 3-18 SAIFI BT da RAA por origem 58Tabela 3-19 SAIFI BT da RAA interrupções longas não abrangidas

pelo N.º 1 do artigo 13º do RQS 58Tabela 3-20 SAIDI BT da RAA por causa 59Tabela 3-21 SAIDI BT da RAA por origem (minutos) 59Tabela 3-22 SAIDI BT da RAA - interrupções longas não abrangidas

pelo N.º 1 do artigo 13º do RQS (minutos) 59Tabela 3-23 Ocorrências na rede MT 60Tabela 3-24 Indicadores gerais MT interrupções longas não abrangidas

pelo N.º 1 do artigo 13º do RQS 60Tabela 3-25 END em Santa Maria todas as interrupções 61Tabela 3-26 END em Santa Maria por origem todas as interrupções 61Tabela 3-27 Indicadores gerais BT causas 61Tabela 3-28 Indicadores gerais BT origens 62Tabela 3-29 Indicadores gerais BT interrupções longas não abrangidas

pelo N.º 1 do artigo 13º do RQS 62Tabela 3-30 Indicadores continuidade de serviço da rede de transporte

de São Miguel 62Tabela 3-31 Ocorrências na rede MT por origem e causa 62Tabela 3-32 Indicadores gerais MT interrupções longas não abrangidas

pelo N.º 1 do artigo 13º do RQS 63Tabela 3-33 END em São Miguel todas as interrupções 63Tabela 3-34 END em São Miguel por origem todas as interrupções 63Tabela 3-35 Indicadores gerais BT causas 64Tabela 3-36 Indicadores gerais de continuidade de serviço BT origens 65Tabela 3-37 Indicadores interrupções longas não abrangidas pelo N.º 1

do artigo 13º do RQS 65Tabela 3-38 Indicadores continuidade de serviço da rede de transporte da Terceira 66Tabela 3-39 Ocorrências na rede MT por origem e causa 66Tabela 3-40 Indicadores gerais MT interrupções longas não abrangidas

pelo N.º 1 do artigo 13º do RQS 67Tabela 3-41 END na Terceira todas as interrupções 67Tabela 3-42 END na Terceira por origem todas as interrupções 67Tabela 3-43 Indicadores gerais BT causas 70Tabela 3-44 Indicadores gerais de continuidade de serviço BT origens 71Tabela 3-45 Indicadores interrupções longas não abrangidas pelo N.º 1

do artigo 13º do RQS 71Tabela 3-46 Ocorrências na rede MT por origem e causa 72Tabela 3-47 Indicadores gerais MT interrupções longas não abrangidas

pelo N.º 1 do artigo 13º do RQS 72Tabela 3-48 END na Graciosa todas as interrupções 73

Tabela 1-1 Caracterização global dos serviços prestados 2Tabela 1-2 Caracterização global do atendimento 3Tabela 1-3 Indicadores gerais do relacionamento comercial 3Tabela 1-4 Indicadores individuais do relacionamento comercial 4Tabela 1-5 Número de ocorrências 4Tabela 1-6 Indicadores MT por zona Interrupções longas com origem

nas redes não abrangidas pelo N.º 1 do artigo 13º do RQS 5Tabela 1-7 Indicadores BT por zona Interrupções longas com origem

nas redes não abrangidas pelo N.º 1 do artigo 13º do RQS 5

Tabela 2-1 Aspecto das instalações por loja 22Tabela 2-2 Motivo de deslocação aos centros de atendimento 22Tabela 2-3 Caracterização global do serviço prestado em 2007 por loja

(Clientes Residenciais) 23Tabela 2-4 Comparação do Serviço Prestado (Clientes Residenciais) 23Tabela 2-5 Caracterização global do serviço prestado em 2007

(Clientes não residenciais) 26Tabela 2-6 Comparação do serviço prestado (Clientes não residenciais) 26Tabela 2-7 Indicadores gerais do relacionamento comercial 27Tabela 2-8 Indicadores individuais e padrões da qualidade do comercial 33Tabela 2-9 Retoma do fornecimento de energia eléctrica após suspensão

do serviço por facto imputável ao cliente 35Tabela 2-10 Tratamento de reclamações relativas a facturação e cobranças 36Tabela 2-11 Reclamações relativas às características técnicas da tensão 37Tabela 2-12 Reclamações relativas a sistemas de contagem 38Tabela 2-13 Número de clientes com necessidades especiais registados 39Tabela 2-14 Indicadores comerciais 41

Tabela 3-1 Indicadores da rede de transporte da RAA 45Tabela 3-2 Número mensal de ocorrências na rede MT por ilha 46Tabela 3-3 Número de ocorrências na rede MT por causa 47Tabela 3-4 Número de ocorrências na rede MT por origem 48Tabela 3-5 Número de ocorrências na rede MT por origem e duração 48Tabela 3-6 TIEPI MT da RAA por zona de qualidade de serviço e causa

(hh:mm:ss) 50Tabela 3-7 TIEPI MT da RAA por origem 51Tabela 3-8 TIEPI MT por zona interrupções longas e com origem

nas redes não abrangidas pelo N.º 1 do artigo 13º do RQS 51Tabela 3-9 SAIFI MT da RAA por zona de qualidade de serviço e causa

(N.º) 53Tabela 3-10 SAIFI MT da RAA por origem 54Tabela 3-11 SAIFI MT por zona interrupções longas com origem nas redes

não abrangidas pelo N.º1 do artigo 13º do RQS 54Tabela 3-12 SAIDI MT da RAA por zona de qualidade de serviço

e causa (hh:mm:ss) 55Tabela 3-13 SAIDI MT da RAA por origem 56

Índice de Tabelas


Tabela 4-1 Pontos de monitorização da onda de tensão (1º Semestre) 90Tabela 4-2 Pontos de monitorização da onda de tensão (2º Semestre) 91Tabela 4-3 Codificação dos pontos monitorizados 93Tabela 4-4 Desequilíbrio do sistema trifásico de tensões (ilha de São Miguel) 98Tabela 4-5 Desequilíbrio do sistema trifásico de tensões (ilha da Terceira) 98Tabela 4-6 Desequilíbrio do sistema trifásico de tensões (ilha do Pico) 98Tabela 4-7 Desequilíbrio do sistema trifásico de tensões (ilha do Faial) 98Tabela 4-8 Incumprimento da distorção harmónica (ilha de São Miguel) 99Tabela 4-9 Incumprimento da distorção harmónica (ilha da Terceira MT) 100Tabela 4-10 Incumprimento da distorção harmónica (ilha da Terceira BT) 101

Gráfico 2-1 Caracterização do atendimento 17Gráfico 2-2 Resolução do problema 18Gráfico 2-3 Tempo de espera pelo piquete 18Gráfico 2-4 Caracterização do serviço prestado no contacto 19Gráfico 2-5 Caracterização do serviço prestado no piquete 19Gráfico 2-6 Cumprimento do horário acordado 20Gráfico 2-7 Execução do serviço 20Gráfico 2-8 Atendimento e tempo de espera 21Gráfico 2-9 Qualidade de serviço prestado nos centros de atendimento 21Gráfico 2-10 Caracterização global do atendimento (Clientes Residenciais) 24Gráfico 2-11 Caracterização global do atendimento (Clientes não Residenciais) 25Gráfico 2-12 Elaboração de Orçamentos de pedidos do fornecimento de energia 28Gráfico 2-13 Execução de pedidos de fornecimento de energia 28Gráfico 2-14 Execução de ligações à rede BT, até 2 dias úteis 29Gráfico 2-15 Percentagem de tempos de espera nos centros de atendimento

até 20 minutos 29Gráfico 2-16 Percentagem de atendimentos telefónicos com tempos

de espera ate 60 segundos 30Gráfico 2-17 N.º de clientes com reposição de serviço até 4 horas 30Gráfico 2-18 Percentagem de reclamações apreciadas e respondidas até 15 dias úteis 31Gráfico 2-19 Percentagem de pedidos de informação respondidos até 15 dias úteis 3 1Gráfico 2-20 Contadores BTN com uma leitura 32

Gráfico 3-1 Ocorrências na rede MT por causa 46Gráfico 3-2 Evolução do número de ocorrências na rede MT por ilha 47Gráfico 3-3 Evolução do TIEPI MT total por ilha 49Gráfico 3-4 Evolução do TIEPI MT total por ilha - interrupções imprevistas 50Gráfico 3-5 Evolução do TIEPI MT total da RAA por zona de serviço 51Gráfico 3-6 Evolução do SAIFI MT total por ilha 52Gráfico 3-7 Evolução do SAIFI MT total da RAA por zona de serviço 53Gráfico 3-8 Evolução do SAIDI MT total por ilha 55

Gráfico 5-1 Tensão simples, de uma das fases, do barramento de 60kVda Central Térmica do Caldeirão 107

Tabela 3-49 END na Graciosa por origem todas as interrupções 73Tabela 3-50 Indicadores gerais BT causas 73Tabela 3-51 Indicadores gerais de continuidade de serviço BT origens 74Tabela 3-52 Indicadores interrupções longas não abrangidas pelo N.º 1


pelo N.º 1 do artigo 13º do RQS 75Tabela 3-55 END em São Jorge todas as interrupções 76Tabela 3-56 END em São Jorge por origem todas as interrupções 76Tabela 3-57 Indicadores gerais BT causas 76Tabela 3-58 Indicadores gerais de continuidade de serviço BT origens 77Tabela 3-59 Indicadores interrupções longas não abrangidas pelo N.º 1

do artigo 13º do RQS 77Tabela 3-60 Indicadores continuidade de serviço da rede de transporte do Pico 77Tabela 3-61 Ocorrências na rede MT por origem e causa 78Tabela 3-62 Indicadores gerais MT interrupções longas não abrangidas

pelo N.º 1 do artigo 13º do RQS 78Tabela 3-63 END no Pico todas as interrupções 78Tabela 3-64 END no Pico por origem todas as interrupções 78Tabela 3-65 Indicadores gerais BT causas 79Tabela 3-66 Indicadores gerais de continuidade de serviço BT origens 79Tabela 3-67 Indicadores interrupções longas não abrangidas pelo N.º 1


pelo N.º 1 do artigo 13º do RQS 80Tabela 3-70 END no Faial todas as interrupções 81Tabela 3-71 END no Faial por origem todas as interrupções 81Tabela 3-72 Indicadores gerais BT causas 81Tabela 3-73 Indicadores gerais de continuidade de serviço BT origens 82Tabela 3-74 Indicadores interrupções longas não abrangidas pelo N.º 1


pelo N.º 1 do artigo 13º do RQS 83Tabela 3-77 END nas Flores todas as interrupções 84Tabela 3-78 END nas Flores por origem todas as interrupções 84Tabela 3-79 Indicadores gerais BT causas 84Tabela 3-80 Indicadores gerais de continuidade de serviço BT origens 85Tabela 3-81 Indicadores interrupções longas não abrangidas pelo

N.º 1 do artigo 13º do RQS 85Tabela 3-82 Número total de compensações a atribuir 86Tabela 3-83 Número de compensações por tipo 87Tabela 3-84 Valor total de compensações (€) 87Tabela 3-85 Valor de compensações por tipo (€) 87

Índice de Gráficos


01.INTRODUÇÃO


01.INTRODUÇÃO

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1. INTRODUÇÃO

O presente documento foi elaborado ao abrigo doRegulamento de Qualidade de Serviço (RQS) da RegiãoAutónoma dos Açores e tem como objectivo caracteri-zar o nível de desempenho da EDA, S.A., entidade con-cessionária da rede de transporte e de distribuição daRAA, em todas as vertentes da qualidade do serviçoprestado aos seus clientes.

A qualidade de serviço é um tema repleto de subjectivi-dade: na perspectiva do cliente, numa sociedade cadavez mais exigente e desperta para os seus direitos, osserviços prestados, a continuidade e fiabilidade, bemcomo as características técnicas do produto podem edevem ser cada vez melhor; do ponto de vista doprestador de serviços, o grau de exigência necessáriopara atingir o patamar de excelência que lhe é exigido,com um permanente enfoque na satisfação do cliente,as restrições técnicas e humanas existentes apresen-tam-lhe um permanente e constante desafio.

As reduzidas dimensões das redes da RAA, e por setratar de redes isoladas, acarretam dificuldadesacrescidas na sua exploração, tendo uma elevada sen-sibilidade aos diversos defeitos que podem surgirdurante o normal funcionamento de um sistema eléctri-co. O facto de se tratar de redes isoladas e de reduzidadimensão implica que alguns problemas, nomeada-mente em centrais produtoras de energia eléctrica ounas principais linhas de transporte ou distribuição, queem redes infinitas e mais emalhadas não seriam senti-das pelos consumidores finais, podem ocasionar efeitosseveros no abastecimento de energia aos mesmos. Deigual forma, as perturba ções introduzidas por diversosfactores, inclusive pelos próprios clientes, são muitomais sentidas. A localização geográfica, as suas parti-culares condições climatéricas, bem como a prepon-derante atmosfera salina, contribuem e influenciam

”DO PONTO DE VISTA DO PRESTADOR DE SERVIÇOS,

O GRAU DE EXIGÊNCIANECESSÁRIO PARA ATINGIR

O PATAMAR DE EXCELÊNCIA QUE LHE É EXIGIDO,

COM UM PERMANENTE ENFOQUE NA SATISFAÇÃO

DO CLIENTE, AS RESTRIÇÕESTÉCNICAS E HUMANAS

EXISTENTES APRESENTAM-LHEUM PERMANENTE

E CONSTANTE DESAFIO.”


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fortemente as condições de exploração dos sistemas deprodução e fornecimento de energia eléctrica e, conse-quentemente, a qualidade do mesmo.

Do ponto de vista da qualidade de serviço, o ano de2007 foi marcado pela entrada em exploração de umnovo software de registo de interrupções (SGI –Software de Gestão de Indisponibilidades) que propor-ciona o acompanhamento integral das redes exploradaspela EDA. Este software permite o registo de todas asinterrupções que afectam as redes, intervenções e manobras sobre estas, possibilitando a obtenção deindicadores de continui dade de serviço, de qualidade dorelacionamento comercial e de gestão, bem como o acompanhamento estreito da estrutura e estado dasredes. A sua ligação a outros sistemas existentes naEDA, nomeadamente o uCI e o SAP-ISU, permitem que,desde o início deste ano, se efectue o acompanhamen-to das interrupções de serviço para pontos de entregade média tensão e baixa tensão, se obtenha a totalidadedos indicadores de qualidade de relacionamento comer-cial e uma grande melhoria da informação prestada aosclientes da EDA aquando do seu contacto através doCall-Center. A possibilidade deste sistema interagir como SIG/SIT (Sistema de Informação Geográfica / Sistemade Informação Técnica) que a EDA tem em desenvolvi-mento, potencia, de forma ímpar, a qualidade e actuali -zação da informação ao nível de redes e clientes.

A qualidade de serviço do fornecimento de energiaeléctrica, para além da sua continuidade e bom rela-cionamento comercial, tem de respeitar condições técnicas mínimas, de forma a garantir segurança e con-forto aos utilizadores. Regidas pelo Regulamento deQualidade de Serviço e pela norma NP50160, englobamparâmetros de variação admissíveis para a tensão, fre-quência, bem como outras condições especificamentetécnicas. Durante 2007, a EDA deu continuidade aoplano de aquisição e instalação de equipamentos, com

vista à contínua monitorização destas características.Aliado a este investimento, é definido anualmente umplano de monitorização e o acompanhamento da infor-mação facultada por estes equipamentos.

Não obstante as dificuldades típicas características da tipologia destes sistemas, a EDA desenvolve todosos esforços por prestar aos seus clientes um serviço dequalidade, em todas as suas vertentes, pelo investi-mento contínuo em centros produtores e redes, namanutenção eficaz dos mesmos e pela formação contínua dos seus colaboradores.

O RQS da Região, define métricas para a avaliação da qualidade do serviço prestado, em todas as suascomponentes, estabelecendo padrões mínimos de qualidade, reduzindo, assim, a subjectividade inerenteao tema.


02.QUALIDADE DE SERVIÇOCOMERCIAL


02.QUALIDADE DE SERVIÇO

COMERCIAL

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2. QUALIDADE DE SERVIÇOCOMERCIAL

No âmbito da comercialização, a qualidade de serviço éanalisada através de indicadores gerais e de indicadoresindividuais, onde se atesta a forma como a EDA se rela-ciona com os seus clientes.

Esta apreciação tem como base critérios simples etransparentemente mensuráveis, como são os casos dotempo decorrido para efectuar uma ligação, a resposta areclamações, a disponibilização de informação sobre osmais diversos aspectos técnico-comerciais relacionadoscom o fornecimento de energia eléctrica e serviçosconexos, o tempo de resposta do atendimento telefóni-co, etc. O não cumprimento dos padrões individuais dequalidade de serviço comercial conduz a penalizações,conforme expresso no artigo 46º do RQS.

Se os indicadores permitem quantificar, qualificar eavaliar o nível do desempenho técnico e comercial numdeterminado período de tempo, a percepção dosclientes face ao serviço prestado é avaliada sob aforma de inquéritos.

2.1 SATISFAÇÃO DOS CLIENTESUma vez que a qualidade de serviço comercial se prendecom o relacionamento entre os operadores de rede/co-mercializadores e os clientes, são efectuados, anualmen te,inquéritos para avaliar o grau de satisfação dos mesmos.

Os inquéritos foram efectuados aos utentes dos centrosde atendimento que aceitaram responder, e poramostragem dos clientes residenciais com contactotelefónico actualizado, dos clientes não residenciais(empresariais) e dos clientes com contacto telefónicoque solicitaram intervenções do piquete ou que repor-taram avarias.

“UMA VEZ QUE A QUALIDADE DE SERVIÇO COMERCIAL

SE PRENDE COM O RELACIONAMENTO ENTRE

OS OPERARDORES DE REDE/COMERCIALIZADORES E OS CLIENTES, SÃO

EFECTUADOS, ANUALMENTE, INQUÉRITOS

PARA AVALIAR O GRAU DE SATISFAÇÃO DOS MESMOS.”


17


Desta forma, os inquéritos realizados têm como objecti-vo obter a opinião dos clientes sobre a qualidade doserviço prestado pela EDA, como consumidores de ener-gia eléctrica, nas vertentes de atendimento, assistênciatécnica e avaliação da satisfação dos clientes.

Sendo a EDA a empresa responsável pela produção,transporte, distribuição e comercialização de energiaeléctrica em nove sistemas completamente distintos, osseus clientes também representam realidades bastantediversas. Como tal, foram efectuados inquéritos emtodas as ilhas e a todos os tipos de clientes.

2.1.1 REGISTO DE AVARIASEste inquérito foi realizado a um total de 51 clientes, dis-persos pelas diversas ilhas, que comunicaram avariasvia telefone.

CARACTERIZAÇÃO DO ATENDIMENTO POR PARTE DO ASSISTENTE DA EDAEm relação à comunicação de avarias, no contexto doatendimento dos assistentes da EDA, a avaliação dosinquiridos foi considerada positiva. Para as carac-terísticas “disponibilidade e solicitude”, “simpatia” e“profissionalismo”, o grau de satisfação situou-se nos92%, 92% e 90%, respectivamente. Globalmente, osclientes alvos do estudo classificaram de Bom ouMuito Bom os aspectos sujeitos a apreciação (86%,88% e 84%, respectivamente).

Caracterização do atendimentoDisponibilidade e solicitude

Simpatia

Boa Nem Boa/Nem Mau

Profissionalismo

Muito Boa0

10

20

30

40

50

60

70

Mau NS/NR

%

Gráfico 2-1 Caracterização do atendimento



COMERCIAL

18

Parcialmenteresolvido

86%

6%

8%

Totalmenteresolvido

Nãoresolvido/Novaintervenção

Resolução do problema

Gráfico 2-2 Resolução do problema

57%

10%4%

20%

2%

8%De 1 a menosde 2h

Menosde 1h

De 2 a menosde 3h

De 3 a menosde 4h

Mais de 4h

Não sabe/Não responde

Tempo de espera pelo piquete

Gráfico 2-3 Tempo de espera pelo piquete

TEMPO DE ESPERA E RESOLUÇÃO DO PROBLEMANo que diz respeito à intervenção do piquete aquando doregisto de avarias, destaca-se que 86% dos inquiridostiveram a sua situação completamente resolvida, e que ape-nas 14% não viram a sua situação ultrapassada ou neces-sitaram de uma nova intervenção. Em relação ao tempo deespera, 77% dos inquiridos esperaram menos de duashoras, sendo que 57% esperaram menos de uma hora.

2.1.2 VISITASEste inquérito foi realizado a um total de 37 clientes, dis-persos pela Região Autónoma dos Açores, que solici-taram uma intervenção às suas instalações, via telefone.

CARACTERIZAÇÃO DO SERVIÇO PRESTADO NO CONTACTO.Quanto aos clientes solicitadores de intervenções nasrespectivas instalações, a caracterização do serviçoprestado no atendimento é do agrado dos requerentes,uma vez que, 92%, 95% e 89% dos inquiridos acham quea disponibilidade e solicitude, a simpatia e o profissiona-lismo, respectivamente, são Bons ou Muito Bons.


19


Caracterização do serviço prestado no contactoDisponibilidade e solicitude

Simpatia

Boa Nem Boa/Nem Mau

Profissionalismo

Muito Boa0

10

20

30

40

50

60

NS/NR

%

Gráfico 2-4 Caracterização do serviço prestado no contacto

Caracterização do serviço prestado no piquete Disponibilidade e solicitude

Simpatia

Profissionalismo

Muito Boa0

10

20

30

40

50

60

NS/NRBoa Nem Boa/Nem Mau Muito Mau

Apresentação%

Gráfico 2-5 Caracterização do serviço prestado no piquete

No caso do pessoal do piquete, a opinião dos inquiridosem relação aos indicadores atrás mencionados sobemligeiramente, sendo que o profissionalismo situa-se nos95%, a simpatia nos 95%, enquanto que a disponibilidade

e a solicitude fixam-se nos 92%. Quanto à apresentação,esta é classificada como Boa ou Muito Boa, segundo 89%dos clientes que responderam aos inquéritos, aquando dasolicitação de intervenções.



COMERCIAL

20

Não59%3%

38%

Sim

NS/NR

Cumprimento do horário acordado

Gráfico 2-6 Cumprimento do horário acordado

Parcialmenteresolvido

92%

5% 3%

Totalmenteresolvido

Nãoresolvido/Novaintervenção

Execução do serviço

Gráfico 2-7 Execução do serviço

DIA E HORÁRIO ACORDADOSAtravés do Gráfico 2-6 pode-se constatar que, na opiniãodos clientes, 59% das visitas marcadas são cumpridas eapenas 3% sofrem atrasos ou são adiadas. É de salientarque apenas 5% dos inquiridos não tiveram a sua situaçãoresolvida ou necessitaram de uma nova intervenção,enquanto 92% viram a sua situação completamente ultra-passada.

2.1.3 CLIENTES DOS CENTROS DE ATENDIMENTO

O inquérito foi realizado aos utentes dos centros deatendimento da EDA e abrangeu um total de 867 clientes,dispersos pelas diferentes ilhas do arquipélago.

Em termos globais, os tempos de espera e de atendimentosão inferiores a quatro minutos para 94% e 85% dosinquiridos, respectivamente.


21


Atendimento e tempo de esperaTempo de Atendimento

Tempo de Espera

5 a 9 Min. 10 a 19 Min.Até 4 Min.0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

+ 20 Min.

%

Gráfico 2-8 Atendimento e tempo de espera

Qualidade de serviço prestado nos centros de atendimentoProfissionalismo

Apresentação

Boa MauMuito Boa0

10

20

30

40

50

60

Muito MauNem Boa/Nem Mau NS/NR

Disponibilidade e Solicitude

Simpatia%

Gráfico 2-9 Qualidade de serviço prestado nos centros de atendimento

A opinião da maioria dos clientes, cerca de 96%, que sedeslocou aos diversos centros de atendimento da Região,é Boa ou Muito Boa quanto ao serviço prestado ao nívelda apresentação, simpatia, profissionalismo e disponibi-li dade e solicitude.



COMERCIAL

22

Tabela 2-1 Aspecto das instalações por loja Escala: 0 Muito mau; 5 Muito bom

Os inquéritos realizados permitiram ainda concluir que,na opinião dos clientes, o aspecto das instalações, emrelação à limpeza, à luminosidade, bem como à arruma -ção, se encontra entre o Bom e/ou Muito Bom.

Limpeza 4.33 4.1 4.91 4.65 4.18 4.37 4.76 4.27 4.61 4.87 4.17 4.64 4.42 4.2 4.38 4.22 4.46 4.41

Arrumação 4.5 4.05 4.79 4.65 4.2 4.22 4.76 4.28 4.68 4.87 4.14 4.55 4.42 4.23 4.36 4.19 4.28 4.39

Luminosidade 4.5 4.15 4.91 4.61 4.06 3.97 4.68 4.23 4.71 4.87 4.19 4.73 4.32 4.13 4.49 3.78 4.56 4.35

Lojas Vila Nordeste Povoação Levada Matriz Ribeira Vila Angra Praia da Santa Velas Calheta Madalena S. Roque Lajes Horta Santa TotalVertente do Porto PDL PDL Grande Franca Heroísmo Vitória Cruz Pico Pico Pico Cruz

Campo Graciosa Flores

MOTIVO DE DESLOCAÇÃO AOS CENTROS DE ATENDIMENTOO principal motivo referido pelos utentes alvo desteinquérito, para a sua deslocação aos centros de atendi-mento, foi o pagamento de facturas.

Motivo N.º ClientesPagamento de Facturas 83%Pedido de Informações 8,5%Pedido de Fornecimento de Energia 2,9%Pedido de Alteração de Contrato 2,7%Reclamação 2,5%Pedido de Intervenção de Piquetes 1,6%Pedido de Domiciliação Bancária 1,4%Excesso de consumo 0,5%Alteração de potência 0,3%Receber dinheiro 0,2%Pagamento juros de mora 0,2%Entregar N.º de contador 0,2%Cancelar contrato 0,2%Reclamar da obra 0,1%Pagamento contrato 0,1%Renovação contrato 0,1%Avaria electrodoméstico 0,1%NS/NR 0,2%

Tabela 2-2 Motivo de deslocação aos centros de atendimento


23


Escala: 0 Muito mau; 5 Muito bom


2.1.4 CLIENTES RESIDENCIAIS A análise do grau de satisfação dos clientes residenciaisfoi obtida através de um inquérito realizado aos clientescom contacto telefónico actualizado e abrangeu umaamostra de 430 clientes, dispersos por todas as ilhas.

2.1.4.1 CLASSIFICAÇÃO GLOBAL DO SERVIÇOPRESTADO PELA EDA

Na opinião dos clientes residenciais inquiridos, o serviçofornecido pela EDA é Bom, embora se verifique umligeiro decréscimo na avaliação obtida no Fornecimentode Electricidade, Prestígio, Confiança e Dinamismo, faceao ano de 2006, mantendo-se acima da avaliação do anode 2005.

Fornecimento de Electricidade 3,67 3,7 3,44 3,5 3,75 3,52 3,85 3,43 4 3,63

Prestígio 4 3,77 3,59 3,5 375 3,59 3,84 3,57 3 3,72

Confiança 4,11 3,84 3,56 3,75 3,92 3,63 3,96 3 4 3,76

Dinamismo 4 3,67 3,43 3,25 4 3,44 3,92 3,43 4 3,63

Vertente Santa São Terceira Graciosa São Pico Faial Flores Corvo TotalMaria Miguel Jorge

Tabela 2-3 Caracterização global do serviço prestado em 2007 por loja (Clientes Residenciais)

Fornecimento de Electricidade 3,57 3,69 3,63Prestígio 3,69 3,83 3,72Confiança 3,74 3,83 3,76Dinamismo 3,64 3,75 3,63

Vertente Total Total Total2005 2006 2007

Tabela 2-4 Comparação do Serviço Prestado (Clientes Residenciais)


2.1.5 CLIENTES NÃO RESIDENCIAIS(CLIENTES EMPRESA)

A análise do grau de satisfação dos clientes não residen-ciais foi obtida através de um inquérito realizado aosclientes empresariais e abrangeu uma amostra total de40 clientes, dispersos por todas as ilhas.


COMERCIAL

24

2.1.4.2 CLASSIFICAÇÃO GLOBAL DO ATENDIMENTO POR PARTE DA EDA

O atendimento, por parte da EDA, é efectuado por telefone, ao balcão, pelo pessoal do piquete ou pela equipatécnico-comercial.

Assim, analisando os resultados do presente estudo,veri fica-se que a maioria dos inquiridos avalia o desempenho do atendimento como Bom ou mesmo MuitoBom.

Caracterização global do atendimento (Clientes Residenciais)Atendimento Telefónico

Atendimento ao Balcão

Boa MauMuito Boa0

10

20

30

40

50

60


Atendimento pelo Pessoal de Piquete/Técnico Comercial%

Gráfico 2-10 Caracterização global do atendimento (Clientes Residenciais)


2.1.5.1 CLASSIFICAÇÃO GLOBAL DOATENDIMENTO POR PARTE DA EDA

No caso das empresas, o atendimento por parte da EDA,normalmente, é efectuado por telefone, pelo pessoal dopiquete ou pela equipa técnico-comercial.

Deste modo, perante os resultados dos inquéritos efectua -dos, verifica-se que a maioria dos clientes considera odesempenho do atendimento como Bom ou mesmo MuitoBom, conforme se pode verificar no gráfico seguinte.

2.1.5.2 CLASSIFICAÇÃO GLOBAL DO SERVIÇOPRESTADO PELA EDA

Na opinião dos clientes empresa inquiridos, o serviçofornecido pela EDA é Bom, embora a avaliação obtida nositens Fornecimento de Electricidade e Confiança tenhadescido ligeiramente em relação a 2006, enquanto nositens Prestígio e no Dinamismo houve uma evoluçãocompa rativamente ao período homólogo. Face a 2005,existiu uma evolução generalizada.

25


Gráfico 2-11 Caracterização global do atendimento (Clientes não Residenciais)

Caracterização global do atendimento (Clientes não Residenciais)Atendimento Telefónico

Atendimento pelo Pessoal de Piquete/Técnico Comercial

Boa MauMuito Boa0

10

20

30

40

50

60

70


%



COMERCIAL

26

Fornecimento de Electricidade 2 3,78 3,6 4 3,75 3 3,75 4,25 3,72

Prestígio 4 3,83 4,2 4 3,75 3 3,75 4,25 3,88

Confiança 3 3,78 3,8 4 4 3 4,25 4,25 3,85

Dinamismo 4 3,72 4 4 4 3 4 4,25 3,85

Vertente Santa São Terceira Graciosa São Pico Faial Flores TotalMaria Miguel Jorge

Tabela 2-5 Caracterização global do serviço prestado em 2007 (Clientes não residenciais)

2.2 QUALIDADE DE SERVIÇOCOMERCIAL

2.2.1 INDICADORES GERAISOs indicadores gerais de Qualidade de Serviço Comercialavaliam o desempenho da EDA relativamente ao rela-cionamento comercial. Na Tabela 2-7 são apresentadosos indicadores estabelecidos e quantificados no artigo30º do RQS em vigor. A EDA apenas tem contractos comclientes vinculados, pelo que não apresenta qualquerindicador para clientes não vinculados.

Fornecimento de Electricidade 3,61 3,77 3,72Prestígio 3,65 3,84 3,88Confiança 3,75 3,89 3,85Dinamismo 3,56 3,62 3,85

Vertente Total Total Total2005 2006 2007

Tabela 2-6 Comparação do serviço prestado (Clientes não residenciais)




27


Tal como do ponto de vista eléctrico, como da perspecti-va do relacionamento comercial, a existência de 9 ilhasrepresentam dificuldades acrescidas. A dispersão derecursos humanos, a necessidade destes desempenha remmúltiplas tarefas, por vezes em distintas áreas de negócio,são factores com grande influência no desempenho qualitativo do serviço prestado. Em algumas ilhas estesrecursos são escassos, sendo que determinadas contingências, como por exemplo baixas médicas (ou similares), são obstáculos determinantes ao normalfuncionamento dos serviços, e ao cumprimento dospadrões de qualidade estabelecidos.

Indicadores Gerais Padrão(%)

Percentagem de orçamentos de ramais e chegadas 95,00em BT deverão ser elaborados até 20 dias úteis.

Percentagem dos ramais e chegadas em BT deverão 95,00ser executados até 20 dias úteis.

Percentagem de ligações à rede de instalações de BT 90,00que deverão ser executadas até 2 dias úteis, apóscelebração do contrato de fornecimento de energia eléctrica.

Percentagem de atendimentos com tempos de espera até 20 minutos nos centros de atendimento 90,00Percentagem de atendimentos com tempos de espera até 60 segundos, no atendimento 80,00

telefónico centralizado.Percentagem de clientes com tempo de reposição de serviço até 4 horas, na sequência 80,00

de interrupções de fornecimento acidentais.Percentagem de reclamações apreciadas e respondidas até 15 dias úteis. 95,00Percentagem de pedidos de informação, apresentados por escrito, respondidos até 15 dias úteis. 90,00Percentagem de clientes de BT cujo contador tenha sido objecto de pelo menos 98,00

leitura durante o último ano civil.Tabela 2-7 Indicadores gerais do relacionamento comercial


2.2.1.1 PERCENTAGEM DE ORÇAMENTOS DE RAMAIS DE BAIXA TENSÃO ELABORADOS NO PRAZO MÁXIMO DE 20 DIAS ÚTEIS

No cálculo deste indicador, e de acordo com o estipuladono ponto 7.3.1 do Anexo 7 do RQS, excluem-se os casosde inexistência de rede de distribuição no local onde sesitua a instalação de utilização a alimentar, bem como oscasos em que, existindo rede, seja necessário procederao seu reforço.

Pela análise do Gráfico 2-12, podemos concluir que, comexcepção da ilha do Corvo, o padrão exigido pelo RQS foiplenamente cumprido. É de salientar que, no casoespecifico da ilha do Corvo, dos 7 orçamentos pedidosapenas 1 foi respondido fora do prazo estipulado. Ao nívelda EDA, foram pedidos 5 840 orçamentos, sendo que,destes, 5 804 foram respondidos dentro do prazo dos 20dias úteis, perfazendo uma realização de 99,38%.


COMERCIAL

28

Elaboração de Orçamentos de pedidosdo fornecimento de energia

SantaMaria

100% 99,1% 99,9% 99,1% 99% 99,6% 99,8% 100%

85,7%

99,4%

80%

85%

90%

95%

100%

SãoMiguel

Terceira Graciosa SãoJorge

Pico Faial Flores Corvo EDA

Gráfico 2-12 Elaboração de Orçamentos de pedidos do fornecimento de energia

2.2.1.2 PERCENTAGEM DE RAMAIS DE BAIXATENSÃO EXECUTADOS NO PRAZO MÁXIMO DE 20 DIAS ÚTEIS

De acordo com o ponto 7.3.1 do anexo 2 do RQS, para ocálculo deste indicador só devem ser considerados ostempos que decorrem desde a data em que são acordadasas condições económicas de realização dos trabalhos atéà sua conclusão, excluindo-se os casos de inexistência derede de distribuição no local onde se situa a instalação deutilização a alimentar, bem como os casos em que,existindo rede, seja necessário proceder ao seu reforço.

Assim, podemos constatar pelo Gráfico 2-13 que, comexcepção da ilha de São Jorge, o limite mínimo exigidopelo RQS foi plenamente superado. É de salientar que, nocaso específico da ilha de São Jorge, das 210 obras pedi-das apenas 12 foram executadas fora do prazo estipulado,dando origem a uma realização de 94,29%. Em termosglobais, foram solicitadas 5 840 obras. Destas, 5 757 foramefectuadas dentro dos 20 dias úteis, o que se traduz numarealização de 98,58%

Execução de pedidos de fornecimento de energia

SantaMaria

98,3%

99%98,6%

99,1%

94,3%

96,9%

99,4%

98,4%

100%

98,6%

90%

92,5%

95%

97,5%

100%

SãoMiguel



Gráfico 2-13 Execução de pedidos de fornecimento de energia


29


2.2.1.3 PERCENTAGEM DE ACTIVAÇÕES DEFORNECIMENTO DE INSTALAÇÕES DE BAIXA TENSÃO, EXECUTADAS NO PRAZO MÁXIMO DE DOIS DIAS ÚTEISAPÓS A CELEBRAÇÃO DO CONTRATO DEFORNECIMENTO DE ENERGIA ELÉCTRICA

Conforme estabelecido no ponto 7.3.2 do Anexo 7 do RQS, nocálculo deste indicador apenas são tidas em conta as situa -ções em que o ramal já se encontra estabelecido, queenvolvam somente a colocação ou operação de órgãos decorte ao nível da portinhola, da caixa de coluna, a ligação oumontagem do contador de energia eléctrica e do disjuntor decontrolo de potência, ou ainda situações onde o contador jáestá montado. No cálculo deste indicador não são considera -das as ligações em que o cliente solicite uma data de ligaçãoposterior aos dois dias úteis regulamentarmente estabeleci-dos. Não são igualmente consideradas situações em que aligação não é executada por facto imputável ao cliente.

O Gráfico 2-14 indica a realização deste indicador. Pela suaanálise, podemos afirmar que, tanto para a totalidade daRegião, como em cada a ilha, o padrão estabelecido foiultrapassado em mais de seis pontos percentuais. No casoda EDA, dos 4 475 pedidos de ligação à rede de instalaçõesde BT, 4 403 foram executadas dentro dos 2 dias úteisexigidos, perfazendo uma realização de 98,4%.

Execução de ligações à rede BT, até 2 dias úteis

SantaMaria

97,9%

98,7% 98,5% 98,7%

97,2%

98,7%

96,7% 96,7%

100%

98,4%

88%

90%

92%

94%

96%

98%

100%

SãoMiguel



Gráfico 2-14 Execução de ligações à rede BT, até 2 dias úteis

2.2.1.4 PERCENTAGEM DE ATENDIMENTOS COMTEMPOS DE ESPERA ATÉ 20 MINUTOSNOS CENTROS DE ATENDIMENTO

No que diz respeito ao atendimento presencial, e de acor-do com o estipulado no ponto 7.3.3 do Anexo 7 do RQS, ocálculo do respectivo indicador é determinado pelo tempoque medeia entre o instante em que a senha é retirada,sendo atribuído o número de ordem, e o inicio do atendi-mento. Este deve ser calculado para cada um dos três cen-tros de atendimento com maior número de utentes.

Uma vez que os centros com maior número de utentes seconcentram nas duas maiores ilhas da Região, a EDA, parao cálculo deste indicador, considerou todos os seus cen-tros de atendimento. De outra forma, não se estabeleceriauma fiel imagem da realidade de cada ilha.

O Gráfico 2-15 mostra o claro cumprimento, por parte daEDA, global e individualmente, do padrão exigido. Na situa-ção mais desfavorável, o limite exigido é superado em maisde nove pontos percentuais.

Percentagem de tempos de espera nos Centrosde atendimento até 20 minutos

SantaMaria

100%

99,2%99,5%

100% 100% 100% 100% 100% 100%

88%

90%

92%

94%

96%

98%

100%

SãoMiguel



99,5%

Gráfico 2-15 Percentagem de tempos de espera nos centros de atendimento até 20 minutos


2.2.1.5 PERCENTAGEM DE ATENDIMENTOS COM TEMPOS DE ESPERA ATÉ 60 SEGUNDOS NO ATENDIMENTO TELEFÓNICO CENTRALIZADO

No que diz respeito ao atendimento telefónico, e de acordocom o ponto 7.3.3 do Anexo 7 do RQS, o cálculo do respecti vo indicador é determinado tendo em conta o tempo que decorre entre o primeiro sinal de chamada e o instante em que a chamada é atendida.

É possível concluir, pela análise do Gráfico 2-16, que, tantopara a Região como para cada ilha, não só se cumpriu o padrão estabelecido regulamentarmente, como este foiultrapassado em mais de onze pontos percentuais.


COMERCIAL

30

Percentagem de atendimentos telefónicoscom tempos de espera até 60 segundos

Jan.

91,9%

96,2%

98%97,2%

96% 95,9%96,2%97% 97%

96,2%97,1%

96,1% 96,1%

80%

85%

100%

Fev. Mar. Abr. Mai. Jun. Jul. Ago. Set. Out. Nov. Dez. TotalEDA

90%

95%

Gráfico 2-16 Percentagem de atendimentos telefónicos com tempos de espera até 60 segundos

2.2.1.6 PERCENTAGEM DE CLIENTES COM TEMPO DE REPOSIÇÃO DE SERVIÇO ATÉ 4 HORAS, NA SEQUÊNCIA DE INTERRUPÇÕESDE FORNECIMENTO ACIDENTAIS

De acordo com o estabelecido no ponto 7.3.4 do Anexo 7do RQS, para o cálculo deste indicador apenas deve serconsiderada a reposição de serviço na sequência de interrupções longas com causas imprevistas. Devem serigualmente excluídos os casos fortuitos ou de força maior.

Pode-se constatar, pelo Gráfico 2-17, que os limites míni-mos exigidos pelo RQS foram plenamente superados.

A EDA teve 1 151 604 interrupções, nas condições anterior -mente descritas, sendo que, destas, apenas 11 103 tiveramtempos de reposição superior ao estipulado pelo RQS, perfa zendo uma realização de 99%.

N.º de clientes com reposição de serviço até 4 horas

99,9% 99,8% 99,7%

98,3%

95,5%

97,7%98,6%

99% 99%

80%

85%

90%

95%

100%

SantaMaria

SãoMiguel


Pico Faial Flores EDA

Gráfico 2-17 N.º de clientes com reposição de serviço até 4 horas


31


Percentagem de reclamações apreciadase respondidas até 15 dias úteis

100%99,6%

98,8%

100%

96%

97,6%

100% 100% 100% 99,2%

94%

100%

SantaMaria

SãoMiguel


Pico Faial Flores TotalCorvo

95%

96%

97%

98%

99%

Gráfico 2-18 Percentagem de reclamações apreciadas e respondidasaté 15 dias úteis

2.2.1.7 PERCENTAGEM DE RECLAMAÇÕESAPRECIADAS E RESPONDIDAS ATÉ 15 DIAS ÚTEIS

Segundo o estabelecido no ponto 7.3.5 do Anexo 7 do RQS,para o cálculo deste indicador devem ser consideradastodas as reclamações apresentadas, sejam estas denatureza comercial ou de natureza técnica.

Pela análise do Gráfico 2-18, podemos constatar que, emtodas as ilhas, foi superado em pelo menos um ponto percentual o padrão estabelecido no RQS.

O valor global para a Região atinge os 99,2%. Quer istodizer que, das 1 099 reclamações apresentadas, apenas 8não foram apreciadas e respondidas dentro dos 15 diasexigidos pelo RQS. É de salientar que o tempo médio deresposta para as reclamações, foi de 2 dias.

2.2.1.8 PERCENTAGEM DE PEDIDOS DE INFORMAÇÃO, APRESENTADOS POR ESCRITO, RESPONDIDOS ATÉ 15 DIAS ÚTEIS

O RQS estabelece, para os pedidos de informação porescrito recebidos pela Empresa, que 90% destes sejamrespondidos até 15 úteis.

A análise deste indicador quer para a Região, quer para asilhas, revela que se verificou o cumprimento integral dorespectivo padrão, salientando-se que todos os pedidosde informação recebidos, foram respondidos antes doprazo limite.

Percentagem de pedidos de informação respondidosaté 15 dias úteis

100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100%

85%

90%

95%

100%

SantaMaria

SãoMiguel


Pico Faial Flores TotalCorvo

Gráfico 2-19 Percentagem de pedidos de informação respondidos até 15 dias úteis


2.2.1.9 PERCENTAGEM DE CLIENTES DE BAIXATENSÃO NORMAL CUJO CONTADORTENHA SIDO OBJECTO DE PELO MENOSUMA LEITURA DURANTE O ÚLTIMO ANOCIVIL

No cálculo deste indicador e em conformidade com o ponto7.3.6 do Anexo 7 do RQS, são consideradas as leiturasefectuadas pela entidade concessionária do transporte edistribuição e pelo cliente, para clientes com potência con-tratada igual ou inferior a 41,4kVA. As segundas habitaçõesem que o contador não se encontra disponível para a leitu-ra, não são consideradas no cálculo do indicador relativoàs leituras dos contadores, conforme estabelecido regula-mentarmente.

Nos termos do RQS, os contadores dos clientes BT compotência contratada inferior a 41,4kVA, devem ser lidosuma vez por cada ano civil. Segundo o Gráfico 2-20, cons tata-se que no ano de 2007, na Região, cumpriu-se opadrão de 98%. Ao nível de ilha verificam-se excepçõesem São Jorge, Pico e Faial.

2.2.2 INDICADORES INDIVIDUAISOs indicadores individuais de relacionamento comercialquantificam e qualificam o desempenho dos serviços quea entidade concessionária tem de assegurar para cadacliente. Estes têm padrões mínimos, estabelecidos no artigo 37º do Regulamento de Qualidade de Serviço, esempre que se verifique o seu incumprimento, os clientestêm direito a uma compensação monetária.

O pagamento da referida compensação, deve ser efectua -do na primeira factura emitida até 45 dias úteis após adata da ocorrência do facto que originou o direito à com-


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32

Contadores BTN com uma leitura

98,4% 98,3% 98,3%

99,7%

96,7%

95,2%

97,5%

100% 100%

98%

94%

95%

96%

97%

98%

99%

100%

SantaMaria

SãoMiguel


Pico Faial Flores EDACorvo

Gráfico 2-20 Contadores BTN com uma leitura


33


pensa ção. Em virtude do início do acompanhamento dealguns destes indicadores apenas ter-se iniciado durante2007, não foi possível efectuar as compensações de todasas situações de incumprimento, no prazo estabe lecidopelo RQS. Em todos os casos de incumprimento, de formaa respeitar os direitos estabelecidos aos seus clientes, aEDA procedeu à compensação dos mesmos, no início de2008.

Podemos observar, na Tabela 2-8, os indicadores individu ais da qualidade no relacionamento comercial doserviço prestado a avaliar:

Indicadores Individuais PadrõesVisitas às instalações dos clientes

Assistência técnica após comunicação, pelo cliente,de avaria na sua alimentação individual de energiaeléctrica.

Retoma do fornecimento de energia eléctrica apóssuspensão do serviço por facto imputável ao cliente.

Tratamento de reclamações - Facturação ou Cobrança, características técnicas da tensão e funcionamento do equipamento de contagem.

Cumprimento do intervalo de 3 horas combinadopara a realização da visitaInício da intervenção nos seguintes prazos máximos:· Clientes de baixa tensão (BT)

- Zonas A e B - quatro horas;- Zonas C - cinco horas;

· Restantes clientes - quatro horas.Retoma do fornecimento nos seguintes prazosmáximos:

· Até às 17 horas do dia seguinte àquele em quese verificou a regularização da situação, no casodos clientes de BT

· No período de 8 horas, a contar do momentode regularização da situação, para os restantesclientes

Apreciação no prazo máximo de 15 dias úteis

Tabela 2-8 Indicadores individuais e padrões da qualidade do comercial


4 horas, para clientes de baixa tensão das zonas de quali -dade de serviço A e B, 5 horas se for da zona C e 4 horaspara os restantes clientes. Durante o ano de 2007, verifi-cou-se o incumprimento deste indicador em 61 situações.Se a comunicação da avaria à entidade concessionária dotransporte e distribuição for efectuada fora do período das8 às 23 horas, os prazos atrás indicados apenas começama contar a partir das 8 horas da manhã seguinte. É desalientar que, se a avaria comunicada à entidade conces-sionária se situar na instalação individual do cliente e for dasua responsabilidade, a entidade pode exigir-lhe o paga-mento de uma quantia referente à deslocação efectuada.

Durante o ano de 2007, verificaram-se 664 avariascomuni cadas, que se situavam na instalação do cliente,sendo 647 referentes a clientes BTN, 10 a clientes BTE e 7 a clientes MT.

2.2.2.3 RETOMA DO FORNECIMENTO DE ENERGIA ELÉCTRICA APÓSSUSPENSÃO DO SERVIÇO POR FACTOIMPUTÁVEL AO CLIENTE

O RQS define os factos imputáveis aos clientes que podemlevar à suspensão do fornecimento de energia eléctrica.

Uma vez ultrapassada a situação que levou à suspensão doserviço e liquidada os pagamentos determinados legalmente, o RQS estabelece um prazo máximo para aentidade concessionária de transporte e distribuição resta-belecer o fornecimento de energia eléctrica.

2.2.2.1 VISITAS ÀS INSTALAÇÕES DOS CLIENTESConstitui procedimento da EDA contactar antecipada-mente os clientes antes das visitas combinadas às insta-lações dos mesmos. Na impossibilidade do cliente estarpresente, os trabalhos são recombinados. Da mesmaforma, se por algum motivo o piquete prevê não tercapacidade de cumprir o horário combinado (por exemplodevido a reparações mais demoradas que o calculado),procede ao contacto com este e, existindo a anuência docliente, a visita será remarcada.

Com estas medidas procura-se optimizar o funciona-mento das equipas, evitam-se deslocações infrutíferas àsinstalações dos clientes, possíveis atrasos nas visitas àsinstalações de outros clientes, bem como esperas exces-sivas por parte destes.

Durante o ano de 2007, considerando o procedimentodescrito, não se verificaram visitas às instalações dosclientes fora do intervalo de 3 horas previsto no RQS.

2.2.2.2 ASSISTÊNCIA TÉCNICA APÓSCOMUNICAÇÃO, PELO CLIENTE, DE AVARIA NA SUA ALIMENTAÇÃO INDIVIDUAL DE ENERGIA ELÉCTRICA

Sempre que a entidade concessionária do transporte edistribuição tenha conhecimento de avarias na inter-rupção da alimentação individual de energia eléctrica dosseus clientes, deve dar início à intervenção dos trabalhoscom o objectivo do seu restabelecimento no máximo de


COMERCIAL

34


35


No que diz respeito a este indicador, na Tabela 2-9 encon-tra-se exposto o número de reposições efectuado e onúmero executado fora do prazo estipulado pelo RQS.Verifica-se o incumprimento em duas situações, nomeada-mente nas ilhas do Pico e do Corvo.

Santa Maria 161 0 100,0%São Miguel 4 239 0 100,0%Terceira 2 201 0 100,0%Graciosa 83 0 100,0%São Jorge 277 0 100,0%Pico 350 1 99,7%Faial 602 0 100,0%Flores 173 0 100,0%Corvo 21 1 95,2%EDA 8 107 2 99,98%

Ilha N.º de Reposições N.º Reposições % efectuadas Dentro

fora do prazo Prazo

Tabela 2-9 Retoma do fornecimento de energia eléctrica após suspensão do serviço por facto imputável ao cliente

2.2.2.4 TRATAMENTO DE RECLAMAÇÕES RELATIVAS A FACTURAÇÃO E COBRANÇAS

Sempre que um cliente do SEPA apresentar uma recla-mação relativa a facturação ou cobrança, o RQS obriga aentidade concessionária de transporte e distribuição aapreciar e informar o cliente do resultado da apreciação oupropor uma reunião de forma a promover o completoesclarecimento do assunto no prazo máximo de 15 dias,após a data de recepção da reclamação.



COMERCIAL

36

Santa Maria Facturação - -Cobrança 2 2

São Miguel Facturação 4 4Cobrança 30 30

Terceira Facturação - -Cobrança 9 9

Graciosa Facturação - -Cobrança 1 1

São Jorge Facturação - -Cobrança - -

Pico Facturação 1 1Cobrança 2 2

Faial Facturação 1 1Cobrança 3 3

Flores Facturação - -Cobrança 2 2

Corvo Facturação - -Cobrança - -

Total EDA Facturação 6 6Cobrança 49 49

Ilha Grupo Recebidas Respondidas de Acção dentro do

Prazo do RQS

Tabela 2-10 Tratamento de reclamações relativas a facturação e cobranças

Como se pode constatar, pela análise da Tabela 2-10, todosos casos de reclamação, por motivo de cobrança ou defacturação, foram respondidos dentro do prazo limite esta-belecido pelo RQS.

Na Tabela 2-10, apresenta-se o número de reclamaçõesrelativas a facturação e cobranças recebidas e respondi-das dentro do prazo definido pelo RQS.


37


2.2.2.5 RECLAMAÇÕES RELATIVAS ÀSCARACTERÍSTICAS TÉCNICAS DA TENSÃO

O artigo 43º do RQS estabelece que a entidade conces-sionária do transporte e distribuição deve dar resposta, porescrito, ao cliente que efectuou a reclamação, justificandoa falta de qualidade da tensão de alimentação, as acçõescorrectivas e o seu prazo de implementação. Em alternati-va, pode efectuar uma visita à instalação do cliente deforma a verificar a qualidade da tensão e analisar a eventual causa do sucedido. Estas acções devem serimplementadas dentro do prazo de 15 dias úteis, apósrecepção da reclamação.

Segundo a Tabela 2-11, constata-se que, o prazo estipuladono referido regulamento foi cumprido em todas as ilhasonde houve reclamações relativas às CaracterísticasTécnicas da Tensão.

2.2.2.6 RECLAMAÇÕES RELATIVAS A SISTEMAS DE CONTAGEM

Todas as reclamações relativas ao funcionamento doequipamento de contagem devem ser acompanhadas dadescrição de factos que coloquem em evidência apossibili dade do equipamento estar a funcionar fora dasmargens de erro admitidas regularmente. A entidade concessionária do transporte e distribuição deve procederà verificação dos factos na instalação do cliente num prazomáximo de 15 dias úteis.

Ilha Recebidas Respondidasdentro do Prazo

do RQSSanta Maria - -São Miguel 26 26Terceira 12 12Graciosa 1 1São Jorge - -Pico 8 8Faial - -Flores 1 1Corvo - -Total EDA 48 48

Tabela 2-11 Reclamações relativas às características técnicas da tensão



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2.3 CLIENTES COM NECESSIDADESESPECIAIS

Nos artigos 27º, 28º e 29º do RQS, são estabelecidasas regras relativas ao relacionamento comercial entreos distribuidores e os clientes com necessidadesespeciais.

Na tentativa de manter a base de dados comercial amais actualizada possível, a EDA manteve os contac-tos, anteriormente estabelecidos, com um vasto con-junto de associa ções de deficientes. Não obstante,continuamos a desenvolver esforços, junto daDirecção Regional de Solidariedade e SegurançaSocial, com vista à recolha de mais informação cor-relacionada.

Santa Maria Sistema de Contagem 1 1São Miguel Sistema de Contagem 3 3Terceira Sistema de Contagem 1 1Graciosa Sistema de Contagem 1 1São Jorge Sistema de ContagemPico Sistema de Contagem 2 2Faial Sistema de ContagemFlores Sistema de ContagemCorvo Sistema de ContagemTotal EDA Sistema de Contagem 8 8

Ilha Grupo de Acção Recebidas Respondidas dentro do Prazo

do RQS

Tabela 2-12 Reclamações relativas a sistemas de contagem

Através da análise da Tabela 2-12, verifica-se que a respos-ta às reclamações apresentadas, relativas ao sistema decontagem, foram todas efectuadas dentro dos prazos limites estipulados no RQS.


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Paralelamente a estas acções, foram elaborados folhetosinformativos e folhas de registo de clientes com necessi-dades especiais, as quais se encontram disponíveis emtodos os centros de atendimento comercial.

Apesar de todos os esforços desenvolvidos no sentidode ter o máximo de informação em relação aos seusclientes com necessidades especiais, não se têm ver-ificado grandes desenvolvimentos, pois não se temobtido a reciprocidade necessária da parte dosclientes.

Na Tabela 2-13, encontra-se disposto o número declientes registado com necessidades especiais.

Santa Maria 1 1

São Miguel Lagoa 1 10 1 12

Nordeste 2 2

Ponta Delgada 3 18 44 65

Povoação

Ribeira Grande 1 12 13

Vila Franca

Terceira Angra do Heroismo 7 7

Praia da Vitoria 7 7

Graciosa Santa Cruz 1 1

São Jorge Calhetas de São Roque 1 1

Velas 3 3

Pico Lajes do Pico 2 2

Madalena 4 4 8

São Roque 2 2

Faial Horta 5 13 1 19

Total EDA 3 29 109 2 143

Ilha Concelho Auditivos Motores C\ Visuais Dependentes de TotalCadeiras Equipamentos Geralde Rodas médicos

Tabela 2-13 Número de clientes com necessidades especiais registados



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Avaliação do grau de satisfação dos clientes: Dandoseguimento a uma prática que é anterior à obrigação legaldecorrente da regulamentação em vigor, prosseguiu-se,em 2007, o estudo de mercado sobre a qualidade deserviço prestada pela empresa, com base no qual se podeinferir, uma vez mais, da existência de elevados índices naclassificação global apurada, conservando a EDA um claroe destacado lugar cimeiro, comparativamente às diversas“utilities” que operam na Região.

A EDA apresentou, no exercício de 2007, melhoriassignificativas no desempenho da actividade de comer-cialização, como resultado da sua clara orientaçãoestratégica para a excelência/qualidade e para a eficá-cia na gestão do negócio.

Em síntese, pode afirmar-se, uma vez mais, que a estratégia delineada para a Actividade de Comerciali -zação em 2007 foi a adequada. Os resultados verifica-dos são extremamente moralizadores e indicam que a EDA, S.A. caminha para a obtenção de elevados níveisde excelência nos serviços prestados e, simultanea-mente, continua a melhorar os seus índices de rentabi-li dade do negócio e produtividade/competitividade dosseus recursos humanos.

2.4 ACÇÕES MAIS RELEVANTES PARAA MELHORIA DA QUALIDADE DESERVIÇO DE ÂMBITO COMERCIAL

Com vista à manutenção e melhoria, sempre que possível,dos elevados padrões de relacionamento comercial que aEDA pratica, durante o ano de 2007 foram consolidadaspráticas conducentes a:

Atendimento Comercial: Prosseguiu-se e reforçou-sea política de orientação para o cliente por via da insti-tuição da figura do gestor coordenador de clientesempresariais, proporcionando uma informação técnicaajustada a cada contrato, bem como um aconselhamentopersonalizado de modo a satisfazer de uma forma maisatempada as necessidades de cada cliente, com basenas suas necessidades particulares e na gestão racionalde cada instalação.

Política de Qualidade: Após a conclusão, em 2006,do processo de acreditação segundo as Normas NPEN ISO 9001-2000, no que se refere à comercializa-ção de energia, potência e serviços conexos, verifi-cou-se, em 2007, um esforço notório de mobilizaçãode todos os responsáveis e colaboradores, em matériade registo de “PAC's – Pedidos de Acção Correctiva e“AP's” – Propostas de Acções Correctivas, conferindo,em articulação com o GQAMB – Gabinete de Qualidadee Ambiente, estrutura responsável pela coordenaçãointerna dos sistemas de GQ - a necessária maturidadee validade ao Sistema de Gestão da Qualidade,condição plenamente atestada pela própria auditoriaexterna, e que é reveladora de uma enorme disponibili -dade dos responsáveis e colaboradores para ofereceraos nossos clientes um serviço de excelência.


41


Indicador 2003 2004 2005 2006 2007

Nível de Satisfação Global do Serviço Prestado (*) - - 3,66 3,69 3,72Classificação Global do Atendimento (*) - - 4,09 3,91 3,94Prazo Médio de Recebimentos (dias) (**) 30,9 28,4 27,3 28,1 26,5Nível de Perdas 12,6 11,47 11,00 9,90 9,52Clientes BTN com pelo menos uma leitura anual (%) 95,68 98,11 98 98,04 98,05Atendimento telefónico com tempo

de espera até 60 segundos (%) - 100 95,5 94,9 96,10Chamadas abandonadas (%) 17,93 6,65 5,87 5,29 3,49Reclamações apreciadas e respondidas até 15 dias úteis (%) 93,7 97,2 99,29 99,4 99,18Orçamentos de PFE - BTN, elaborados 92,3 98 98,41 98,61 99,38

no prazo máximo de 20 dias úteis (%)Execução de PFE - BTN, no prazo máximo 94,6 96 96,83 97,22 98,58

de 20 dias úteis (%)Ligações à rede de instalações BTN executadas no prazo - - 90,85 93,64 98,39

máximo de 2 dias úteis, após celebração do contrato (%)

Tabela 2-14 Indicadores comerciais (*) Classificação de 1 a 5 (**) Sem IP


03.CONTINUIDADEDE SERVIÇO


03.CONTINUIDADE

DE SERVIÇO

44

“DURANTE O ANO DE 2007, VERIFICOU-SE O CUMPRIMENTOGENERALIZADO DOS PADRÕES

DOS INDICADORES DE CONTINUIDADE DE SERVIÇO,

EXISTINDO SITUAÇÕES PONTUAIS DE INCUMPRIMENTO,

DE INDICADORES GERAIS OU INDIVIDUAIS.”

3. CONTINUIDADE DE SERVIÇOO Regulamento de Qualidade de Serviço, da RAA, esta-belece diversos indicadores de continuidade de serviço,gerais e individuais, para as redes de transporte e dis-tribuição em média e baixa tensão. Estão definidos nomesmo regulamento os padrões mínimos a cumprir paraestes indicadores, bem como compensações a clientes,cujos padrões individuais não tenham sido cumpridos.

Durante o ano de 2007, verificou-se o cumprimento ge-neralizado dos padrões dos indicadores de continuidadede serviço, existindo situações pontuais de incumpri-mento, de indicadores gerais ou individuais. Para estefacto contribuem, principalmente, dois factores: um anomarcado por condições climatéricas sem incidentesmuito relevantes; o empenho da EDA na optimização damanutenção dos sistemas que explora e os investimen-tos desenvolvidos nas redes e sistemas produtores. Naspoucas situações de incumprimento de padrões indivi-duais de continuidade de serviço procedeu-se, pelaprimeira vez, à compensação dos clientes.

Neste capítulo é efectuada uma análise às ocorrênciasque incidiram sobre os sistemas eléctricos da RAA, euma análise a indicadores de continuidade de serviço.Informação mais detalhada sobre estes indicadores podeser encontrada no Anexo III.

3.1 INDICADORES GERAIS DA RAA

3.1.1 INDICADORES GERAIS DA REDE DE TRANSPORTE

Dada a dimensão dos sistemas explorados pela EDA,apenas existem redes de transporte nas ilhas de SãoMiguel, Terceira e Pico, sendo que apenas na ilha de SãoMiguel esta é explorada em alta tensão. Na RAA existem14 pontos de entrega da rede de transporte. Na ilhaTerceira dois destes PdE são constituídos por dois semi-


45


-barramentos, que funcionam, em regime normal deexploração, como um único barramento. Em casos pontuais, ou em situações de interrupção podem serexplorados como dois barramentos distintos, tendo sidoconsiderada, para o cálculo dos indicadores, a situaçãode exploração do momento da ocorrência. Os indicadores de continuidade de serviço da rede detransporte são fortemente influenciados pelo reduzidonúmero de PdE destas redes.

O SGI permite o acompanhamento das interrupçõesglobais nos PdE da rede de transporte, e a obtenção dosindicadores previstos no RQS. Para o cálculo do indicador ENF e, consequentemente, do indicador TIE ainterligação do sistema de registo de interrupções comos sistemas de leituras das subestações é crítico, vistoser este que fornece a indicação da potência que cadasaída fornecia no momento da interrupção. Na ilhaTerceira a instalação destes equipamentos decorreudurante o ano de 2007, tendo o registo das leituras sidoiniciado no 2º semestre. Na ausência de informação dapotência fornecida por cada PdE da rede de transporte dailha Terceira, nas interrupções que ocorreram no 1ºsemestre, para o cálculo da ENF utilizou-se a potência deum dia da semana homólogo do 2º semestre. No primeirosemestre de 2007, para a ilha Terceira e RAA, o valor dosindicadores ENF e TIE são aproximados por excesso, nãose considerando as reposições de serviço faseadas.

Durante 2007, verificaram-se na RAA 18 interrupções deserviço em PdE da rede de transporte, com particularincidência nas ilhas Terceira e Pico, um terço das quaiscom origem nos sistemas electroprodutores. Na quasetotalidade das interrupções a reposição de serviço éfeita de forma escalonada no tempo.

Ao nível da Região verificou-se uma frequência médiade interrupções do sistema de 1,8 interrupções, comuma duração média de 2,9 horas.

As interrupções que afectam os barramentos dassubestações originam uma energia não fornecida decerca de 84 MWh, apresentando um tempo de inter-rupção equivalente de 0,9 horas.

3.1.2 INDICADORES GERAIS DA REDE DEDISTRIBUIÇÃO EM MÉDIA TENSÃO

Durante o ano de 2007, e no decorrer da implemen-tação do novo sistema de registo de ocorrências, veri-ficou-se, através do cruzamento de informação queeste permite com o sistema SAP I-SU, existir incon-sistência ao nível da caracterização relativa a zonas dequalidade de serviço da ilha Terceira para PdE da redeMT, mais especificamente em zonas anteriormentecaracterizadas como do tipo B, inexistentes nesta ilha.Com base na correcta caracterização dos equipamen-tos desta ilha, procedeu-se a novo cálculo dos indicadores por zona de qualidade de serviço do ano de2006 para a ilha Terceira, e para a Região, que sepodem encontrar no Anexo 3 – A. Os indicadores porlinha e globais por ilha não sofreram qualquer alteração.É de salientar que os clientes BT da ilha Terceira e azona de qualidade de serviço a que pertencem nãoforam afectados por estas alterações, tendo mantido acaracterização previamente existente.

SAIFI (N.º) 1,8SAIDI (horas) 2,9SARI (horas) 1,63ENF (MWh) 83,98TIE (horas) 0,93

Tabela 3-1 Indicadores da rede de transporte da RAA


03.CONTINUIDADE

DE SERVIÇO

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3.1.2.1 OCORRÊNCIAS NA REDE MTNo ano de 2007, a Região Autónoma dos Açores foi afectada por 2007 ocorrências que se repercutiram emdiversos pontos de entrega da rede de média tensão, comdiversas causas e origens. Este número representa umaredução, face ao ano anterior, de 3,7%. As redes de dis-tribuição MT, da RAA, são predominantemente radiais,pelo que, na maioria dos casos, as ocorrências do sistema eléctrico originam interrupções nos seus PdE.

Das ocorrências verificadas na RAA em 2007, 52,9% sãooriginadas por razões de serviço, para obras de investi-mento, manutenção e reparação de equipamentos,reconfigurações de rede ou trabalhos de abate ou decotede árvores. Este tipo de situações é divulgado aosclientes com a antecedência e pelos meios previstos noregulamento de relações comerciais. Verifica-se aexistência de 168 ocorrências devido a reengates, quepor norma ocorrem devido a defeitos transitórios, e cujostempos de reposição são inferiores a um segundo.

Santa Maria 4 3 1 9 8 20 22 14 2 5 5 4 97São Miguel 53 64 70 43 58 58 59 22 43 57 68 66 661Terceira 80 91 57 38 37 41 27 36 39 50 30 39 565Graciosa 8 10 17 1 5 2 1 3 1 4 5 57São Jorge 10 23 3 7 4 4 22 24 11 8 9 13 138Pico 46 17 14 22 20 16 26 9 13 28 25 10 246Faial 9 4 11 9 21 8 13 13 13 25 18 8 152Flores 9 3 5 5 5 1 8 22 16 17 91

210 221 176 134 158 154 170 119 132 196 175 162 2007

Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez Total Ano

Tabela 3-2 Número mensal de ocorrências na rede MT por ilha

Facto imputávelao cliente

5,5%1,6%

8,4%Acordoc/ cliente

Razõesde serviço

0,6%

52,9%0,8%3,0%

27,2%

Facto imputávelao cliente

Fortuitas ou deforça maior

Próprias

Razões desegurança

Reengate

Ocorrências na rede MT por causa

Gráfico 3-1 Ocorrências na rede MT por causa


47


A evolução do número de ocorrências apresenta situa -ções distintas para cada sistema eléctrico da RAA. O aumento de ocorrências verificado nas ilhas Graciosa,São Jorge, Pico e Faial dizem, maioritariamente, respeitoa situações previstas e por razões de serviço. Na ilhaGraciosa verificam-se mais duas ocorrências que no anotransacto (3,7%) e na ilha do Faial o acréscimo foi de 6ocorrências (4,1%). Nas ilhas de São Jorge e Pico, onde

se assinalaram os maiores acréscimos ao nível denúmero de ocorrências, 72,5 e 80,9%, respectivamente,este incremento é justificado integralmente pelo acrésci-mo de ocorrências por razões de serviço. Em São Jorge,verificaram-se 79 ocorrências por razões de serviço,face a 13 do ano de 2006. Na ilha do Pico, o número deocorrências com esta classificação passa de 51, em2006, para 179 no ano em análise.

Tabela 3-3 Número de ocorrências na rede MT por causa

Evolução do número de ocorrências na rede MT por ilha2005

2006

2007

SantaMaria

0

100

200

300

400

500

600

700

800

FloresSãoMiguel


Pico Faial

Nº

de o

corr

ênci

as

Gráfico 3-2 Evolução do número de ocorrências na rede MT por ilha

Santa Maria 2 72 1 19 3 97

São Miguel 70 9 391 2 12 131 6 40 661

Terceira 12 198 13 8 205 1 128 565

Graciosa 1 28 4 20 4 57

São Jorge 79 2 6 49 2 138

Pico 9 179 4 46 8 246

Faial 16 68 4 57 7 152

Flores 3 1 47 21 18 1 91

111 12 1 062 17 60 545 32 168 2007

Previstas ImprevistasFacto Facto Fortuitas

Acordo imputável Razões imputável ou de força Razões de c/ cliente ao cliente de serviço ao cliente maior Próprias segurança Reengate TOTAL


03.CONTINUIDADE

DE SERVIÇO

48

Verificaram-se apenas 822 ocorrências imprevistas,das quais 545 directamente imputáveis à EDA.

As ocorrências que afectaram os sistemas exploradospela EDA, no ano de 2007, tiveram maioritariamenteorigem nas redes, 93,5%. Embora o número de ocor-rências com origem nos sistemas produtores sejareduzido, estas têm, usualmente, um impacto relevantedo ponto de vista dos consumidores e da exploração detodo o sistema.

Quanto à sua duração, as ocorrências com temposmédios de reposição superiores a 3 minutos são clas-sificadas, segundo o RQS, como longas. Durante 2007as ocorrências com duração longa representaram82,7% do total.

Transporte Produçãoe Distribuição

Santa Maria 86 11São Miguel 653 8Terceira 547 18Graciosa 45 12São Jorge 128 10Pico 222 24Faial 107 45Flores 88 3

1876 131

Tabela 3-4 Número de ocorrências na rede MT por origem

Tabela 3-5 Número de ocorrências na rede MT por origem e duração1

1Inclui interrupções com origem em instalações de cliente

Santa Maria 10 76 3 8 13 84

São Miguel 95 558 8 95 566

Terceira 173 374 18 173 392

Graciosa 8 37 2 10 10 47

São Jorge 8 120 2 8 10 128

Pico 2 220 1 23 3 243

Faial 31 76 1 44 32 120

Flores 11 77 3 11 80

338 1 538 9 122 347 1 660

T&D1 PROD TOTALCurtas Longas Curtas Longas Curtas Longas


49


3.1.2.2 TEMPO DE INTERRUPÇÃO EQUIVALENTEDA POTÊNCIA INSTALADA – TIEPI

O indicador de continuidade de serviço TIEPI é obtidopelo cálculo da expressão:

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 (PTC e PTD)da ilha, para o cálculo de indicadores globais da ilha oupor linha de distribuição; quantidade total dos pontos de

entrega da zona de serviço considerada, da ilha ou daregião, para o cálculo de indicadores por zona de serviço,por ilha ou para a região; quantidade total dos pontos deentrega da região para indicadores globais da região;x – número de interrupções da instalação j.

Desde 2006, a EDA acompanha os indicadores por:ilha e linha de distribuição; ilha, por zona de qualidadede serviço; Região, por zona de qualidade de serviço.O indicador TIEPI global por ilha tem um historial maisalargado.

De forma global, em 2007, verifica-se uma melhoria significativa deste indicador, calculado para todas asocorrências. A única excepção verifica-se na ilhaGraciosa, em resultado do excelente valor obtido no anode 2006, tendo alcançado, ainda assim, um valor muitoabaixo dos registos históricos.

Evolução do TIEPI MT total por ilhahh:mm 2003

2004

2005

SantaMaria

0:00

6:00

12:00

18:00

24:00

30:00

36:00

42:00

48:00

FloresSãoMiguel


Pico Faial

2006

2007

Gráfico 3-3 Evolução do TIEPI MT total por ilha


03.CONTINUIDADE

DE SERVIÇO

50

Evolução do TIEPI MT total por ilha – interrupções imprevistas2003

2004

2005

SantaMaria

0:00

6:00

12:00

18:00

24:00

30:00

36:00

FloresSãoMiguel


Pico Faial

2006

2007

hh:mm

Gráfico 3-4 Evolução do TIEPI MT total por ilha – interrupções imprevistas

No que respeita ao TIEPI, devido a ocorrências imprevis-tas, o cenário é idêntico, onde apenas não existe umamelhoria do indicador na ilha Graciosa.

Em 2007, para a Região, verificou-se um valor total paraeste indicador, em zonas de qualidade de serviço do tipoA de 2 horas e 42 minutos, 2 horas e 13 minutos emzonas de qualidade de serviço do tipo B e de 11 horas e40 minutos em zonas de qualidade de serviço do tipo C.

A 0:12:44 0:53:16 0:02:44 0:12:31 1:21:06 0:00:35 2:42:56

B 0:00:15 0:30:02 0:15:02 1:04:36 0:23:06 0:00:00 2:13:00

C 0:36:08 0:02:26 4:20:38 0:14:23 0:40:09 5:31:48 0:14:39 0:00:02 11:40:13

Prevista ImprevistaAcordo Facto Razões Facto Fortuitas

c/ cliente imputável de serviço imputável ou de força Razões deao cliente ao cliente maior Próprias segurança Reengate TOTAL

Tabela 3-6 TIEPI MT da RAA por zona de qualidade de serviço e causa (hh:mm:ss)


51


Face ao ano de 2006, verifica-se uma melhoria do indicador em todas as zonas de qualidade de serviço,conforme o Gráfico 3-5.

Embora o número de interrupções com origem emcentrais seja muito reduzido, a sua influência nos indi-cadores de continuidade de serviço é representativado seu impacto para os clientes. No universo da EDA,as ocorrências com origem no sistema produtor sãoinferiores a 8%, no entanto, o seu peso no TIEPI daRegião varia entre 17,9%, para zonas de qualidade deserviço do tipo A e 37,8%, para zonas do tipo B. É,conforme já referido, uma consequência inevitável demicrosistemas onde, num sistema com estas carac-terísticas, uma simples saída de paralelo de um grupode uma central pode provocar o deslastre de uma ouvárias linhas, ou até um corte geral.

Para interrupções longas, não tendo como origem ossistemas produtores, e não abrangidas pelo N.º 1 doartigo 13º do RQS, em 2007 os valores do TIEPI para aRAA, apresentados na Tabela 3-8, respeitam integral-mente os padrões de qualidade de serviço estipulados.

Tabela 3-7 TIEPI MT da RAA por origem1

Tabela 3-8 TIEPI MT por zona - Interrupções longas com origem nas redes não abrangidas pelo N.º1 do artigo 13º do RQS

1 Inclui interrupções com origem em instalações de cliente

Evolução do TIEPI MT total da RAApor zona de serviço

1:12:00

3:36:00

6:00:00

8:24:00

10:48:00

13:12:00

15:35:00

18:00:00

A B C

2006

2007hh:mm:ss

Gráfico 3-5 Evolução do TIEPI MT total da RAA por zona de serviço

T&D1 PROD TOTALA 2:13:49 0:29:07 2:42:56B 1:22:46 0:50:15 2:13:00C 9:24:30 2:15:43 11:40:13

Zona TIEPI EDA Padrão (hh:mm:ss) (horas)

A 0:51:43 3B 0:36:14 6C 3:31:00 20

3.1.2.3 FREQUÊNCIA MÉDIA DE INTERRUPÇÕESDO SISTEMA – SAIFI

O indicador de continuidade de serviço SAIFI é obtidopela expressão:


03.CONTINUIDADE

DE SERVIÇO

52

em que:FIjMT – número de interrupções em PTD e PTC, noperíodo considerado;k – quantidade total dos pontos de entrega (PTC e PTD)da ilha, para o cálculo de indicadores globais da ilha oupor linha de distribuição; quantidade total dos pontos deentrega da zona de serviço considerada, da ilha ou daregião, para o cálculo de indicadores por zona de serviço,por ilha ou para a região; quantidade total dos pontos deentrega da região para indicadores globais da região.

O indicador SAIFI global, calculado para todas as inter-rupções por ilha, apresenta uma melhoria generalizada,com algumas evoluções muito significativas, face a 2006. Apresentam-se excepções nas ilhas Graciosa e São Jorge, representativas de um ligeiro aumento do número de interrupções.

Evolução do SAIFI MT total por ilha2006

2007

SantaMaria

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

FloresSãoMiguel


Pico Faial

N.º

Gráfico 3-6 Evolução do SAIFI MT total por ilha


53


Para a Região, e por zona de qualidade de serviço, ve-rifica-se uma frequência média de cerca de 7 inter-rupções para zonas do tipo A e B, e cerca de 22 inter-rupções em zonas do tipo C. O facto dos PdE da Regiãoserem predominantemente de zona C, influenciam deforma determinante este valor.

Face a 2006, este indicador apresenta uma evoluçãofrancamente positiva, com reduções de cerca de 10%para as zonas A, 48% para zonas B e 28% para zona C.

A 0,11 0,59 0,01 0,51 5,71 0,07 6,99

B 0,04 0,60 0,83 3,45 1,89 0,29 7,09

C 0,07 0,01 3,52 0,01 1,03 14,14 1,58 1,59 21,96

Prevista ImprevistaAcordo Facto Razões Facto Fortuitas Próprias Razões de Reengate TOTAL

c/ cliente imputável de serviço imputável ou de força segurançaao cliente ao cliente maior

Tabela 3-9 SAIFI MT da RAA por zona de qualidade de serviço e causa (N.º)

Evolução do SAIFI MT total da RAApor zona de serviço

0

5

10

15

20

25

30

35

A B C

2006

2007N.º

Gráfico 3-7 Evolução do SAIFI MT total da RAA por zona de serviço


03.CONTINUIDADE

DE SERVIÇO

54

em que:DIij – duração da interrupção i na instalação j (PTD ouPTC), em minutos;k – quantidade total de pontos de entrega (PTC e PTD)da ilha, para o cálculo de indicadores globais da ilhaou por linha de distribuição; quantidade total dos pon-tos de entrega da zona de serviço considerada, da ilhaou da região, para o cálculo de indicadores por zonade serviço, por ilha ou para a região; quantidade totaldos pontos de entrega da região para indicadoresglobais da região;x – número de interrupções da instalação j.

Para este indicador de qualidade de serviço, calcula-do para todas as interrupções por ilha, verifica-se em2007, e face a 2006, uma melhoria significativa naquase totalidade das ilhas da RAA, exceptuando asilhas Graciosa e do Faial, onde se verifica um ligeiroacréscimo.

3.1.2.4 DURAÇÃO MÉDIA DE INTERRUPÇÕES DO SISTEMA – SAIDI

O indicador SAIDI é obtido pelo cálculo da expressão:

O peso muito significativo das ocorrências com origemna produção (Zona A – 38%; Zona B – 55%; Zona C –36%), é indicativo do grau de abrangência deste tipo deocorrências e do número de interrupções em PdE queprovocam.

Para interrupções longas, não tendo como origem ossistemas produtores, e não abrangidas pelo N.º 1 do arti-go 13º do RQS, em 2007 os valores do SAIFI para a RAA,apresentados na Tabela 3-11, respeitam os padrões dequalidade de serviço estipulados.

Tabela 3-10 SAIFI MT da RAA por origem1

Tabela 3-11 SAIFI MT por zona – interrupções longas com origem nasredes não abrangidas pelo N.º 1 do artigo 13º do RQS

Zona/Origem T&D1 PROD TOTALA 4,34 2,66 6,99B 3,18 3,92 7,09C 13,99 7,96 21,96

SAIFI EDA Padrão Zona (N.º) (horas)A 2,64 4B 0,61 7C 6,28 10



55


Este indicador calculado para a Região, por zona dequalidade de serviço, apresenta valores que variamentre 2 horas e 25 minutos para zonas do tipo B, 3 horase 55 minutos para zonas do tipo A e 13 horas e 13 mi-nutos em zonas do tipo C.

Tabela 3-12 SAIDI MT da RAA por zona de qualidade de serviço e causa (hh:mm:ss)

Evolução do SAIDI MT total por ilha2006

2007

SantaMaria

FloresSãoMiguel


Pico Faial

hh:mm:ss

0:00:00

4:48:00

9:36:00

14:24:00

19:12:00

24:00:00

28:48:00

33:36:00

Gráfico 3-8 Evolução do SAIDI MT total por ilha

A 0:11:50 1:19:13 0:02:01 0:15:39 2:06:18 0:00:47 3:55:48

B 0:01:12 0:39:59 0:16:27 1:00:44 0:27:14 0:00:00 2:25:36

C 0:37:05 0:02:03 4:12:37 0:00:47 0:53:41 7:07:01 0:19:50 0:00:02 13:13:05




03.CONTINUIDADE

DE SERVIÇO

56

Face a 2006, a evolução deste indicador é, também, muitopositiva, apresentando reduções de 13,1% em zonas A.69,8% e 29,4% para zonas B e C, respectivamente.

Contabilizando as interrupções longas, não tendo comoorigem os sistemas produtores, e não abrangidas peloN.º 1 do artigo 13º do RQS, em 2007 os valores do SAIDIpara a RAA, apresentados na Tabela 3-14, respeitam ospadrões de qualidade de serviço estipulados.

3.1.2.5 ENERGIA NÃO DISTRIBUÍDA - ENDEste indicador, que representa o valor estimado daenergia não distribuída nos pontos de entrega, devido ainterrupções de fornecimento, é obtido pela expressão:

em que:TIEPI – tempo de interrupção equivalente da potênciainstalada, em minutos;EF – energia fornecida à rede de MT do distribuidorvinculado no período considerado, em MWh;T – período de tempo considerado, em minutos.

Para a RAA, o valor da END é calculado pela soma dosvalores individuais das END de cada ilha. Face a umvalor de energia fornecida na Região de 787GWh, verifica-se um valor de END de cerca de 775MWh, ouseja, 0,1%. Os sistemas produtores têm um peso muitosignificativo no valor da energia não distribuída, totali -zando para a Região 19,4%.

Se por um lado este valor é indicativo da energia que nãofoi distribuída e, por consequência, não entregue aosclientes da EDA, o que tem implicações no normal desenrolar do seu quotidiano, seja nas suas actividadesprofissionais, ou no seu bem-estar, por outro, tambémrepresenta para a EDA energia não vendida e equivalenteredução de proveitos. A minimização deste indicadorconstitui assim uma permanente preocupação da EDA.

Zona/Origem T&D1 PROD TOTALA 3:13:26 0:42:22 3:55:48B 1:27:52 0:57:45 2:25:36C 10:02:42 3:10:23 13:13:05

Tabela 3-13 SAIDI MT da RAA por origem1

Tabela 3-14 SAIDI MT por zona – interrupções longas com origens nasredes não abrangidas pelo N.º 1 do artigo 13º do RQS

SAIDI EDA Padrão Zona (hh:mm:ss) (horas)A 1:23:44 3B 0:28:42 6C 4:18:21 16


[MWh]


57


3.1.3 INDICADORES GERAIS DA REDEDE DISTRIBUIÇÃO EM BAIXA TENSÃO

A partir de Janeiro de 2007, e com a entrada em explo-ração do já referido sistema de registo de interrupções,foi possível, pela primeira vez, acompanhar a situaçãodas redes de baixa tensão, bem como as interrupçõesque afectaram individualmente cada PdE destas redes.Desta forma, foi possível calcular os indicadores indi-viduais de qualidade de serviço para a rede BT.

De forma análoga aos indicadores de média tensão, o RQS estabelece padrões mínimos para os indicadoresgerais de baixa tensão, por zona de qualidade de serviço.De salientar que, no cálculo destes indicadores, são consideradas todas as ocorrências sobre o sistemaeléctrico, com origem nos centros produtores, nas redesde transporte e distribuição em média e baixa tensão.

Tabela 3-15 END na RAA – todas as interrupções

END (MWh) Produção RedesRAA 150,3 624,2

RAA 41,4 283,8 2,2 44,1 15,3 370,3 0,0 17,3 774,5


Acordo imputável Razões imputável ou de força Razões de END (MWh) c/ cliente ao cliente de serviço ao cliente maior Próprias segurança Reengate TOTAL

Tabela 3-16 END na RAA por origem – todas as interrupções

3.1.3.1 FREQUÊNCIA MÉDIA DE INTERRUPÇÕESDO SISTEMA – SAIFI

O indicador SAIFI representa o número médio de inter-rupções em clientes de baixa tensão, durante o ano de2007. O método de cálculo deste indicador para a redede distribuição de baixa tensão é igual ao estabelecidopara a média tensão, variando no que concerne aospontos de entrega, que para a BT são os clientes destenível de tensão.


03.CONTINUIDADE

DE SERVIÇO

58

Para a RAA, considerando todo o tipo de inter-rupções, verifica-se que existem, em média, cerca de18 interrupções por cliente em zonas de qualidade deserviço do tipo C, 7 em zonas do tipo B e 6 em zonasdo tipo A.

Durante 2007, os factores que mais contribuíram parainterrupções foram causas próprias e razões deserviço.

Analisando a origem das interrupções, é perceptível umpeso muito significativo dos sistemas produtores nonúmero médio de interrupções. De facto, dadas as ca-racterísticas dos sistemas da RAA, um problemanum sistema produtor pode implicar interrupções emtodos os clientes, ou o deslastre de uma grande partedos clientes da ilha em questão.

Para interrupções longas com origem nas redes, nãoabrangidas pelo N.º 1 do artigo 13º do RQS, o valor doSAIFI por zona de serviço é apresentado na Tabela 3-19.Por confronto com os padrões estabelecidos, verifica-se o cumprimento para todas as zonas dequalidade de serviço.

A 0,00 0,66 0,47 0,12 4,27 0,01 0,00 5,53

B 0,51 0,93 1,57 3,65 0,13 0,00 6,79

C 0,00 3,13 0,00 0,74 0,96 12,10 1,40 0,00 18,33

Previstas ImprevistasFacto Fortuitas Facto

Acordo Razões imputável ou de força Razões de imputávelZona c/ cliente de serviço ao cliente maior segurança Próprias Reengate ao cliente TOTAL

Tabela 3-17 SAIFI BT da RAA por causa

Tabela 3-18 SAIFI BT da RAA por origem

Tabela 3-19 SAIFI BT da RAA – interrupções longas não abrangidaspelo N.º 1 do artigo 13º do RQS

Zona Produção RedesA 2,22 3,31B 3,49 3,30C 6,11 12,22

Zona SAIFI PadrãoA 2,16 4B 1,49 7C 6,95 10


59


3.1.3.2 DURAÇÃO MÉDIA DE INTERRUPÇÕES DO SISTEMA – SAIDI

O indicador SAIDI representa a duração média dasinterrupções verificadas nos clientes de BT. Durante oano de 2007 as interrupções em clientes de BT tiveramuma duração média que varia entre 143 minutos, parazonas de qualidade de serviço B, e 613 minutos, parazonas de qualidade de serviço C.

Face às origens das interrupções, verifica-se uma pre-ponderância de factores internos à EDA, em situaçõesimprevistas ou de serviço, bem como um peso significati-vo de casos fortuitos ou de força maior. As razões deserviço, nas situações anteriormente enumeradas, origi-nam, por norma, um tempo elevado de interrupção emcada cliente. Embora para o próprio bom funcionamentodas redes, e para o necessário reforço das mesmas, estassituações sejam necessárias, a EDA está ciente dosimpactos negativos que estas situações originam. De forma a minimizar o número e a duração destas situa-ções, a EDA tem vindo a implementar novas metodologiasde trabalho, quer por via de trabalhos em tensão, quer porrecurso à utilização de geradores móveis.

A 0,0 40,8 36,1 1,2 106,9 0,0 0,3 185,3

B 14,2 39,3 21,8 67,6 0,0 0,0 142,8

C 0,1 165,6 0,0 50,1 13,7 378,8 0,0 4,7 613,0


Acordo Razões imputável ou de força Razões de imputávelZona c/ cliente de serviço ao cliente maior segurança Próprias Reengate ao cliente TOTAL

Tabela 3-20 SAIDI BT da RAA por causa (minutos)

Tabela 3-21 SAIDI BT da RAA por origem (minutos)

Tabela 3-22 SAIDI BT da RAA - interrupções longas não abrangidaspelo N.º 1 do artigo 13º do RQS (minutos)

Zona Produção RedesA 41,0 144,3B 51,6 91,2C 150,7 462,3

Zona SAIDI PadrãoA 66,2 360B 36,1 600C 243,3 1200

Pela análise da Tabela 3-21, verifica-se uma influênciaexpressiva do sistema produtor no valor do indicadorSAIDI, variando entre 22% (Zona A) e 36% (Zona B).

Para interrupções longas com origem nas redes, nãoabrangidas pelo N.º 1 do artigo 13º do RQS, o valor doSAIDI por zona de serviço é apresentado na Tabela 3-22.Por confronto com os padrões estabelecidos, verifica-seo cumprimento para todas as zonas de qualidade deserviço.


03.CONTINUIDADE

DE SERVIÇO

60

3.2 SANTA MARIA

3.2.1 INDICADORES GERAIS DA REDE DE DIS-TRIBUIÇÃO EM MÉDIA TENSÃO

A rede de média tensão da ilha de Santa Maria, duranteo ano de 2007, foi afectada por um total de 97 ocorrên-cias, representando as incidências verificadas nos 2º e3º trimestres cerca de 77%.

Como podemos constatar na Tabela 3-23, as causasresponsáveis por grande parte das ocorrências foramrazões de serviço, com cerca de 74%, quase na totali-dade fruto de acções de conservação de equipamentosda rede MT, o que implica que a principal origem destasocorrências tenha sido a rede, com um peso de cercade 89%.

A Tabela 3-24 apresenta os indicadores gerais de con-tinuidade de serviço para a ilha de Santa Maria, parainterrupções abrangidas pelos padrões do RQS.

Tabela 3-23 Ocorrências na rede MT

Tabela 3-24 Indicadores gerais MT – interrupções longas não abrangidas pelo N.º 1 do artigo 13º do RQS

DIST 2 72 1 11 86

PROD 8 3 11

Total 2 72 1 19 3 97

Previstas ImprevistasFacto Fortuitas

imputável Razões ou de força Razões de ao cliente de serviço maior Próprias segurança TOTAL

TIEPI (hh:mm:ss) C 1:08:23 26SAIFI (n.º) C 1.5 12SAIDI (hh:mm:ss) C 0:56:25 20

Indicador Zona Valor Padrão RQS


61


Verifica-se o cumprimento integral dos indicadoresgerais de qualidade, sendo que os valores atingidosficam aquém dos mínimos estabelecidos.

As interrupções de serviço na ilha de Santa Maria origi-naram um valor de energia não distribuída (END) de cercade 10 MWh, ou seja 0,05% do valor da energia veiculadana rede MT desta ilha. Verifica-se que cerca de 15% destaenergia se deve a ocorrências no sistema produtor.


Os clientes de Santa Maria pertencem na íntegra à zonade qualidade de serviço do tipo C. Durante o ano de 2007, estes foram afectados, em média, por 11 inter-rupções de serviço e tiveram um tempo médio de inter-rupção de 279 minutos. De forma análoga ao que sesucede na MT, existem diversas causas para as inter-rupções verificadas, preponderando as interrupçõesdevidas a factores internos à EDA, previstas por razõesde serviço, bem como imprevistas.

Tabela 3-25 END em Santa Maria – todas as interrupções

Tabela 3-27 Indicadores gerais BT – causas

Tabela 3-26 END em Santa Maria por origem – todas as interrupções

Santa Maria 5,4 0,7 0,0 0,2 3,9 10,2


Razões de imputável ou de força Razões deEND (MWh) serviço ao cliente maior segurança Próprias TOTAL

END (MWh) Produção RedesSanta Maria 1,5 8,7

SAIFI (N.º) 4,0 0,0 0,3 0,4 5,9 0,0 10,6

SAIDI (minutos) 171,7 0,9 1,7 3,3 101,0 0,3 278,9


Razões de imputável ou de força Razões de imputávelIndicador serviço ao cliente maior segurança Próprias ao cliente TOTAL


03.CONTINUIDADE

DE SERVIÇO

62

Indicador Produção RedesSAIFI (N.º) 3,4 7,2SAIDI (minutos) 41,9 237,0

Indicador 2007 PadrãoSAIFI (N.º) 1,4 13SAIDI (minutos) 60,2 1 440

Tabela 3-28 Indicadores gerais BT – origens

Face aos padrões mínimos exigidos, para as inter-rupções previstas no artigo 15º do RQS, verifica-se ocumprimento integral dos indicadores, com uma rea li -zação abaixo dos valores estabelecidos.

3.3 SÃO MIGUEL

3.3.1 INDICADORES GERAIS REDE DE TRANSPORTE

A rede de transporte da ilha de São Miguel tem 8 pontos de entrega. Durante o ano de 2007, apenas severificou uma interrupção que afectou o barramento dasubestação do Caldeirão. Os indicadores da rede trans-porte, para a ilha de São Miguel são os apresentados naTabela 3-30.

3.3.2 INDICADORES GERAIS DA REDEDE DISTRIBUIÇÃO EM MÉDIA TENSÃO

Durante o ano de 2007, verificaram-se na ilha de SãoMiguel 661 ocorrências na rede de média de tensão.Como se pode constatar na tabela seguinte, a generali-dade das ocorrências teve origem nas redes de trans-porte e distribuição, perfazendo cerca de 99% do total.A diferença que se verifica acerca da influência dos sis-temas produtores no número de interrupções e indicadores desta ilha, quando comparada com asrestantes, reforça a noção da relevância e impacto quea produção tem nas ilhas mais pequenas.

Cerca de 72% destas ocorrências são previstas, 35% das quais para conservação de equipamentos,20% para novos empreendimentos e 11% por solicitaçãodo cliente. Situações imprevistas, imputáveis à EDA, re presentam cerca de 20% do total de ocorrências.

Tabela 3-29 Indicadores gerais BT – interrupções longas não abrangidas pelo N.º 1 do artigo 13º do RQS

SAIFI (N.º) 0,13SAIDI (horas) 0,56SARI (horas) 0,08ENF (MWh) 0,29TIE (segundos) 22

Tabela 3-30 Indicadores continuidade de serviço da rede de transporte de São Miguel

DIST 70 9 391 2 12 128 1 40 653

PROD 3 5 8

70 9 391 2 12 131 6 40 661



Tabela 3-31 Ocorrências na rede MT por origem e causa


63


Para as zonas A, B e C de Qualidade de Serviço da ilhade São Miguel, os indicadores são apresentados naTabela 3-32, sendo que, para o seu cálculo, foram con-sideradas apenas as ocorrências longas, não tendoorigem na produção e não abrangidas pelo ponto N.º 1do artigo 13º do RQS.

Constata-se o cumprimento integral dos padrões, sendode realçar que a totalidade dos indicadores ficou abaixodos mínimos estabelecidos.

Na ilha de São Miguel, a END devido às ocorrências doano de 2007, atingiu os 239MWh, o que representa0,06% da energia transitada nas redes MT desta ilha.


Tabela 3-33 END em São Miguel – todas as interrupções

TIEPI (hh:mm:ss) A 0:06:18 3B 0:36:14 8C 3:04:11 26

SAIFI (N.º) A 0,5 4B 0,6 8C 4,6 12

SAIDI (hh:mm:ss) A 0:08:01 3B 0:28:42 8C 3:51:26 20


São Miguel 15,8 92,4 0,6 22,2 9,5 97,7 0,0 0,4 238,6


Acordo imputável Razões imputável ou de força Razões de END (MWh) c/ cliente ao cliente de serviço ao cliente maior Próprias segurança Reengate TOTAL

END (MWh) Produção RedesSão Miguel 21,2 217,5

Tabela 3-34 END em São Miguel por origem – todas as interrupções


03.CONTINUIDADE

DE SERVIÇO

64


Na ilha de São Miguel estão definidas 3 zonas de quali-dade de serviço, conforme estabelecido no RQS.Durante o ano de 2007, os clientes desta ilha tiveram,em média, entre 2 e 13 interrupções, conforme a zona dequalidade de serviço em que se enquadram. O tempomédio de interrupção para cada cliente variou entre 72 e398 minutos, para zonas do tipo A e C, respectivamente.

No valor destes indicadores as causas próprias sãopreponderantes, para todas as zonas de qualidade deserviço, em particular no indicador SAIDI. Face aonúmero reduzido de incidentes com origem na pro-dução, verifica-se uma influência muito elevada destesnos indicadores de baixa tensão, pela severidade que,normalmente, representam seja ao nível de duração ouabrangência. Em zonas de qualidade B, o peso da pro-dução atinge 51,4% do valor do SAIFI e 36,1% do SAIDI,pelas razões acima referidas, mas também pelo factode apenas existir uma localidade com esta classificaçãona ilha e na Região.

SAIFI (N.º) A - 0,4 - 0,6 0,0 0,7 0,0 0,0 1,7

B - 0,5 - 0,9 1,6 3,6 0,1 0,0 6,8

C 0,0 2,3 0,0 0,6 1,0 6,1 3,2 0,0 13,3

SAIDI (minutos) A - 9,1 - 52,4 0,1 10,0 0,0 0,1 71,7

B - 14,1 - 39,2 21,8 67,5 0,0 0,0 142,7

C 0,0 78,5 0,0 66,5 16,6 225,8 0,0 10,5 397,8


Acordo Razões de imputável ou de força Razões de imputávelIndicador Zona c/ cliente serviço ao cliente maior segurança Próprias Reengate ao cliente TOTAL



65


Face aos padrões estabelecidos, verifica-se na ilha deSão Miguel o total cumprimento dos padrões de quali-dade estabelecidos, com os valores realizados a mani-festarem um serviço claramente superior ao exigido.

Tabela 3-36 Indicadores gerais de continuidade de serviço BT – origens

Tabela 3-37 Indicadores – interrupções longas não abrangidas pelo N.º 1 do artigo 13º do RQS

SAIFI (N.º) A 0,0 1,7B 3,5 3,3C 2,3 11,0

SAIDI (minutos) A 0,4 71,3B 51,5 91,2C 40,9 356,9

Indicador ZONA Produção Redes

SAIFI (N.º) A 0,4 4B 0,8 9C 3,8 13

SAIDI (minutos) A 9,1 360B 36,0 720C 199,6 1 440

Indicador ZONA 2007 Padrão


03.CONTINUIDADE

DE SERVIÇO

66

3.4 TERCEIRA


Os quatro pontos de entrega da rede de transporte dailha Terceira foram afectados por 9 ocorrências, no anode 2007. As interrupções mais severas, descritas sin-teticamente no ponto 3.4.3, verificaram-se nos dias 12de Julho pelas 10h55m e 4 de Dezembro pelas 20h01m.Além destas a interrupção prevista, no âmbito daremodelação da subestação de Vinha Brava, no dia 1 deAbril pelas 5h07m, teve uma influência considerávelnos indicadores apresentados na Tabela 3-38.

3.4.2 INDICADORES GERAIS DA REDEDE DISTRIBUIÇÃO EM MÉDIATENSÃO

Durante o ano de 2007, a rede de média tensão da ilhaTerceira foi afectada por cerca de 28% das ocorrênciasda Região Autónoma dos Açores, perfazendo um totalde 565. O 1º Trimestre de 2007 foi claramente desfa vo -rável, tendo-se verificado cerca de 40% das ocorrên-cias do ano.

Excluindo as situações de reengate, 48% das ocorrên-cias foram devidas a situações previstas, com particu-lar incidência em conservação de equipamentos (18%),reparação de equipamentos (14%) e novos empreendi-mentos (10%). Não obstante, existiram 227 incidentes(além dos 128 reengates), genericamente devidos acausas próprias (90% dos incidentes). A quase totali-dade das ocorrências teve origem nas redes, represen-tando cerca de 97% do total.


Tabela 3-38 Indicadores continuidade de serviço da rede de transporte da Terceira


DIST 12 198 13 8 188 128 547

PROD 17 1 18

12 198 13 8 205 1 128 565


Acordo c/ Razões de imputável ou de força Razões decliente serviço ao cliente maior Próprias Segurança Reengate TOTAL


67


Considerando as ocorrências longas, não tendo origemna produção e não abrangidas pelo ponto N.º 1 do arti-go 13º do RQS, obtiveram-se os indicadores apresenta-dos na Tabela 3-40.

Embora a evolução dos indicadores, face ao ano de2006, seja genericamente positiva, ainda se verifica oincumprimento dos padrões estabelecidos para os indi-cadores SAIFI em ambas as zonas de qualidade deserviço, e do SAIDI na zona A.

As interrupções da ilha Terceira, no ano de 2007,levaram a um valor de energia não distribuída queascendeu a 313MWh, o valor mais significativo da RAA,que equivale a 0,16% da energia fornecida nesta ilha.


TIEPI (hh:mm:ss) A 2:52:24 3C 5:28:47 26

SAIFI (N.º) A 6,4 4C 13,4 12

SAIDI (hh:mm:ss) A 3:33:21 3C 6:33:57 20


Terceira 19,4 123,7 11,3 0,3 141,6 16,9 313,2

Previstas ImprevistasFortuitas Facto

Acordo c/ Razões de ou de força Razões de imputávelEND (MWh) cliente serviço maior segurança Próprias ao cliente TOTAL

END (MWh) Produção RedesTerceira 38,5 274,7

Tabela 3-41 END na Terceira – todas as interrupções

Tabela 3-42 END na Terceira por origem – todas as interrupções


03.CONTINUIDADE

DE SERVIÇO

68

3.4.3 PRINCIPAIS INCIDENTESFace ao incumprimento de alguns dos indicadoresgerais de média tensão, importa efectuar uma análisedas principais razões que contribuíram para o sucedido.

A ilha Terceira foi afectada por 188 ocorrências comorigem nas redes, que deram azo ao incumprimento dealguns indicadores. As causas destes incidentes têmmotivos diversos: desde acções atmosféricas ouambien tais a defeitos em equipamentos ou erros deexploração. Destes incidentes, 53 afectaram zonas dequalidade de serviço A e 155 afectaram zonas C.

Algumas das ocorrências destacam-se negativamentepela sua duração e/ou pelo número de PdE que afectam.Apresenta-se uma síntese de informação acerca disincidentes que mais contribuem para o incumprimentodos indicadores SAIFI e SAIDI (com o respectivo con-tributo para o valor do indicador por zona de qualidadede serviço):

DIA 19 DE JANEIRO 12H45 – Quebra de cabo de médiatensão – afectou 74 PdE da rede MT – reposição fasea-da até às 15h45 (SAIFI: Zona A – 0,22; Zona C - 0,18.SAIDI: Zona A – 31 minutos; Zona C – 24 minutos);

DIA 23 DE JANEIRO 22H28 – Disparo da linha MT PraiaB por Máximo Intensidade de Fase (MIF) e MáximoIntensidade Homopolar (MIH) – afectou 34 PdE da redeMT – reposição faseada até às 10h10 de dia 24 (O Troçoda linha MT Cidade Praia B entre o Corte do Juncal e asAmoreiras foi inspeccionado não se encontrando nenhumaavaria. Havia suspeitas de aproximação de linhas numvão que estava perpendicular à direcção do vento forte)(SAIFI: Zona C – 0,13. SAIDI: Zona C – 30 minutos);

DIA 23 DE JANEIRO 22H58 - Disparo da LMT Angra 2por MIH. Linha rebentada no segundo apoio – afectou36 PdE da rede MT – reposição faseada até às 2h37 de

dia 24 (SAIFI: Zona A – 0,18; Zona C - 0,05. SAIDI: ZonaA – 10 minutos; Zona C – 5 minutos);

DIA 2 DE FEVEREIRO 23H48 – Disparo da linha MTCidade "C" por MIF, disparo de protecções de transfor-madores nas subestações de Angra do Heroísmo (SEAH)e de Vinha Brava (SEVB). Pára-raios rebentado no TF IIda SEAH. Avaria na cela anel do PT 1071. Problemas como sistema informático obrigaram à necessidade de fazeralgumas manobras localmente – afectou 15 PdE da redeMT – reposição faseada até às 9h31 de dia 3 (SAIFI: ZonaA – 0,12. SAIDI: Zona A – 22 minutos);

DIA 9 DE FEVEREIRO 1H12 – Defeito na linha de trans-porte Y5, causando disparo do transformador II daSEVB – afectou 124 PdE da rede MT – reposição faseada até 1h34 (SAIFI: Zona A – 0,26; Zona C - 0,36.SAIDI: Zona A – 4 minutos; Zona C – 6 minutos);

DIA 11 DE FEVEREIRO 9H05 – Disparo da linha MTAngra II quando se encontrava em REE (Regime especialde exploração) – afectou 29 PdE da rede MT – reposiçãointegral às 9h10 (SAIFI: Zona A – 0,18; Zona C - 0,03.SAIDI: Zona A – 1 minuto; Zona C – 8 segundos);

DIA 14 DE FEVEREIRO 4H08 – Disparo da linha MTFontinhas por MIH – afectou 46 PdE da rede MT –reposição faseada até às 6h12 (SAIFI: Zona C – 0,18.SAIDI: Zona C – 17 minutos);

DIA 14 DE FEVEREIRO 6H29 - Disparo da linha MTFontinhas por MIH (vários arcos de condutores estavama tocar nos apoios; foi efectuada a reparação de umaunião num vão de linha) – afectou 46 PdE da rede MT –reposição faseada até às 6h12 (SAIFI: Zona C – 0,18.SAIDI: Zona C – 16 minutos);

DIA 28 DE FEVEREIRO 13H45 – Disparo da SEVB, de-vido a ensaios da remodelação da Subestação na Cela


69


do TP 2 apoio – afectou 172 PdE da rede MT – reposiçãofaseada até às 14h00 (SAIFI: Zona A – 0,52; Zona C –0,42. SAIDI: Zona A – 6 minutos; Zona C – 5 minutos);

DIA 15 DE MARÇO 14H12 - Disparo do TP3 da SEVB e daslinhas MT Angra 1, Angra 2, Posto Santo, Altares, ParqueDesportivo Circunvalação e Pronicol. O disparo deu-sequando foi ligado o Disjuntor de 30kV do TP2 da SEVBque estava indisponível para os trabalhos de remodelaçãoda SEVB. A SEVB e SEAH estavam ligadas em anel pelaLMT Angra 1 – afectou 154 PdE da rede MT – reposiçãofaseada até às 14h38 (SAIFI: Zona A – 0,50; Zona C - 0,36.SAIDI: Zona A – 8 minutos; Zona C – 7 minutos);

DIA 3 DE MAIO 21H04 – Disparo por MIF e MIH da linhaMT Fontinhas (avaria em duas caixas fim de cabo, na li-gação ao disjuntor). No ensaio da linha, dispararam asprotecções dos transformadores 30/15kV da subestaçãode Belo Jardim (SEBJ), provocando também interrupçãonas outras saídas a 15kV da SEBJ – afectou 144 PdE darede MT – reposição faseada até às 3h16 de dia 4 (SAIFI:Zona C – 0,56. SAIDI: Zona C – 23 minutos);

DIA 4 DE JUNHO 10H29 – Disparo da protecção dostransformadores 15kV da SEBJ de acoplamento deriva-do à entrada de uma ave na SEBJ – afectou 144 PdE darede MT – reposição faseada até às 10h56 (SAIFI: ZonaC – 0,56. SAIDI – Zona C – 13 minutos);

DIA 26 DE JUNHO 14H35 - Disparo do disjuntor 15kV doTP 1 da SEBJ; na altura apenas estava o TP1 emserviço, a alimentar os dois Barramentos. O TP2 esta-va fora de serviço devido aos trabalhos da reformulaçãodo sistema das Protecções. Disparo provocado devido atestes no TP 2. Ficaram sem energia todas as linhas MTa 15kV da SEBJ – afectou 116 PdE da rede MT –reposição faseada até às 14h47 (SAIFI: Zona C – 0,45.SAIDI – Zona C – 4 minutos);

DIA 12 DE JULHO 10H55 – Disparo de várias linhas MTda SEAH devido a um cabo de MT que incendiou nachegada ao seccionamento no PTD 4 Sé da linha MTCidade C. – afectou 51 PdE da rede MT – reposiçãofaseada até às 15h56 (SAIFI: Zona A – 0,41. SAIDI: ZonaA – 21 minutos);

DIA 27 DE AGOSTO 1H32 – Disparo linha MT Altarespor MIH. Linha de MT rebentada a meio do vão numaunião – afectou 39 PdE da rede MT – reposição fasea-da até às 3h36 (SAIFI: Zona A – 0,09; Zona C – 0,11.SAIDI: Zona A – 10 minutos: Zona C - 10 minutos);

DIA 27 DE SETEMBRO 8H45 - Disparo da linha MTAngra 2 por MIH. Para Raios rebentado no PT 23 –afectou 38 PdE da rede MT – reposição faseada até às9h36 (SAIFI: Zona A – 0,18; Zona C – 0,06. SAIDI: ZonaA – 3 minutos: Zona C - 1 minuto);

DIA 31 DE OUTUBRO - Disparo da linda MT Posto Santopor MIH. Avaria provocada por dois isoladores decadeia partidos, em apoio com cadeia de amarraçãoreforçada – afectou 11 PdE da rede MT – reposição integral às 19h24 (SAIFI: Zona A – 0,08; Zona C – 0,00.SAIDI: Zona A – 7 minutos: Zona C - 22 segundos);

DIA 4 DE NOVEMBRO 17H53 – Disparo das linhas MTCidades A, B, D, E e disjuntor do TF1 de 15kV doBarramento I, disjuntor de interligação à CentralTérmica de Angra do Heroísmo (CTAH), interbarras edisjuntor das Hídricas na SEAH rebentamento dostransformadores de tensão (TT) na cela de interligaçãocom a CTAH. A origem da avaria foi provocada pelaentrada no PT 1 de um gato, provocando um Curto--Circuito no interruptor seccionador MT da cela de anelda chegada da SEAH – afectou 36 PdE da rede MT –reposição faseada até às 18h48 (SAIFI: Zona A – 0,29.SAIDI: Zona A – 15 minutos);


DIA 4 DE DEZEMBRO 20H01 – Disparo do TP 3 naSEVB por protecção de diferencial. Disparo do TP 2 naSEVB por MIF e de todas as linhas MT ligadas aoBarramentos 1 e 2 da SEVB. Disparo provocado por umcurto-circuito no barramento de 15kV na Cela do TP 3provocado por um gato – afectou 178 PdE da rede MT –reposição faseada até às 21h16 (SAIFI: Zona A – 0,52;Zona C – 0,43. SAIDI: Zona A – 20 minutos; Zona C –22 minutos);

As ocorrências relatadas têm um peso muito elevado noresultado dos indicadores. Estes representam, para azona de qualidade A, 55,3% do valor do SAIFI, e 74,0%do valor do SAIDI. Para a zona C, onde existem maisocorrências, também pelo facto da maioria dos PdEdesta ilha pertencerem a esta zona, representam 30,3%do valor do indicador SAIFI e 46,6% do SAIDI.


Na ilha Terceira existem duas zonas de qualidade deserviço, A e C. Os clientes de baixa tensão desta ilhativeram, em média, 10 interrupções em zona de quali-dade de serviço A e 25 interrupções nas zonas classi-ficadas como C. Embora o número médio deinterrupções não seja elevado, atesta-se a severidadedas mesmas pela duração média que varia entre 332minutos (zona A) e 705 (zona B).

03.CONTINUIDADE

DE SERVIÇO

70

SAIFI (N.º) A 0,0 0,9 0,0 0,4 0,0 8,9 0,0 0,0 10,3

C 0,0 2,3 0,0 0,4 0,3 21,8 0,0 0,0 24,8

SAIDI (minutos) A 0,0 88,8 0,0 20,8 0,2 221,9 0,0 0,2 331,9

C 0,0 194,8 0,0 18,7 1,3 489,8 0,0 0,0 704,6


Acordo Razões de imputável ou de força Razões de imputávelIndicador Zona c/ cliente serviço ao cliente maior segurança Próprias Reengate ao cliente TOTAL



71


SAIFI (N.º) A 3,9 6,4C 7,6 17,2

SAIDI (minutos) A 50,6 281,3C 127,4 577,2



Verifica-se um valor relativamente elevado do indicadorSAIFI, com origem nos sistemas produtores (31% a38%), sendo que a influência da produção não é tão significativa ao nível do SAIDI (15% a 18%). A diferençaapresentada nos indicadores é representativa donúmero de PdE normalmente afectados em situaçõesde interrupções com origem no sistema produtor e dasua rápida resolução, face a interrupções com origemnas redes. As causas próprias, quer imprevistas, querpor razões de serviço, são preponderantes no valordestes indicadores.

Ao nível dos indicadores de continuidade de serviço debaixa tensão, verifica-se o incumprimento do SAIFI emzonas de qualidade de serviço A da ilha em análise e ocumprimento dos restantes indicadores/zonas.

SAIFI (N.º) A 4,3 4C 11,8 13

SAIDI (minutos) A 170,2 360C 357,1 1 440




03.CONTINUIDADE

DE SERVIÇO

72

3.5 GRACIOSA

3.5.1 INDICADORES GERAIS DA REDE DE DISTRIBUIÇÃO EM MÉDIATENSÃO

A rede de distribuição da ilha da Graciosa foi afectadapor 57 ocorrências, com uma concentração destas no1º Trimestre em cerca de 61%.

Pela análise da Tabela 3-46, constata-se que existe umequilíbrio do número de ocorrências previstas e impre-vistas com cerca de 51% e 49%, respectivamente, apresentando as ocorrências previstas um crescimentoface a 2006, motivado pelo aumento do número deintervenções para manutenção – razões de serviço.

As ocorrências verificadas na ilha Graciosa, traduzem--se nos indicadores apresentados na Tabela 3-47.



DIST 1 27 4 13 45

PROD 1 7 4 12

1 28 4 20 4 57

Previstas ImprevistasFortuitas

Acordo c/ Razões de ou de força Razões decliente serviço maior Próprias Segurança TOTAL

TIEPI (hh:mm:ss) C 2:07:16 26SAIFI (N.º) C 3.8 12SAIDI (hh:mm:ss) C 2:02:51 20



73


Verifica-se que todos os indicadores ficam aquém dospadrões mínimos de qualidade estipulados pelo RQS,cumprindo assim o exigido

O valor de END na ilha Graciosa foi de 14,9MWh, ou seja,0,12% da energia distribuída. Salienta-se o peso muitosignificativo que as interrupções originadas pelos centros produtores têm neste valor, cerca de 36%.

Tabela 3-48 END na Graciosa – todas as interrupções

Graciosa 2,6 6,3 0,8 0,9 4,3 14,9


Acordo c/ Razões de ou de força Razões deEND (MWh) cliente serviço maior Próprias Segurança TOTAL

END (MWh) Produção RedesGraciosa 5,4 9,5

Tabela 3-49 END na Graciosa por origem – todas as interrupções

3.5.2 INDICADORES GERAIS DA REDEDE DISTRIBUIÇÃO EM BAIXATENSÃO

Todos os clientes da ilha Graciosa são classificadoscomo pertencentes a zona de qualidade de serviço C.Estes clientes tiveram em média 15 interrupçõesdurante 2007. No mesmo ano, o tempo médio de inter-rupção em cada cliente foi de cerca de 429 minutos.

SAIFI (N.º) 0,0 3,0 1,8 1,8 8,1 14,8

SAIDI (minutos) 2,3 199,6 35,1 33,4 158,4 428,7


Acordo c/ Razões de ou de força Razões deIndicador cliente serviço maior Segurança Próprias TOTAL



03.CONTINUIDADE

DE SERVIÇO

74

Os factores preponderantes nestes indicadores debaixa tensão são internos à EDA, por razões de serviçoou por causas próprias. As razões de segurança têm,nesta ilha, um valor muito significativo em todos osindicadores. Por confronto da relevância das causas,com a das origens no valor dos indicadores, onde a produção tem pesos entre 43,5% e 46,4% (SAIFI e SAIDI, respectivamente), facilmente se deduz a severidade das interrupções que tiveram origem nossistemas produtores.

Considerando as interrupções definidas pelo artigo 15º,verifica-se o cumprimento dos padrões mínimos de qualidade para os indicadores gerais de continuidadede serviço de BT na ilha Graciosa.


Indicador 2007 PadrãoSAIFI (n,º) 3,3 13SAIDI (minutos) 110,5 1 440




75


3.6 SÃO JORGE


Na ilha de São Jorge, a rede de média tensão foi afectada por 138 ocorrências durante o ano de 2007.Pela análise da Tabela 3-53, é possível concluir que aprincipal origem das ocorrências é a rede de distribuição com cerca de 93%, e que as principaiscausas são as razões de serviço e as causas próprias,com 57% e 36% das ocorrências, respectivamente.

Para a zona de Qualidade de Serviço da ilha de SãoJorge, os indicadores encontram-se apresentados naTabela 3-54, que reflectem as ocorrências longas, quenão têm origem na produção e que não abrangidos peloponto 1 do 13º artigo do RQS.



DIST 79 2 6 41 128

PROD 8 2 10

79 2 6 49 2 138


Razões de imputável ou de força Razões de Razões deserviço ao cliente maior Próprias Segurança TOTAL

TIEPI (hh:mm:ss) C 4:53:01 26SAIFI (N.º) C 8,4 12SAIDI (hh:mm:ss) C 6:23:13 20


Pela análise da tabela anterior, constata-se que todosos indicadores se encontram abaixo dos limites exigi-dos, verificando-se o cumprimento integral dospadrões estabelecidos.


03.CONTINUIDADE

DE SERVIÇO

76

Derivado das ocorrências que afectaram este sistema,verificou-se, em 2007, uma energia não distribuída de38,7MWh, que representa 0,15% da energia fornecida àrede MT desta ilha. Também, em São Jorge, se verificauma influência relevante dos sistemas produtoresneste indicador, contribuindo com cerca de 13% dovalor total.

3.6.2 INDICADORES GERAIS DA REDEDE DISTRIBUIÇÃO EM BAIXATENSÃO

Em São Jorge, durante o ano de 2007, cada clienteteve um valor médio de 24 interrupções de serviço.Estas interrupções totalizaram um tempo médio de1067 minutos.

São Jorge 17,9 1,0 0,4 19,3 0,1 38,7


Razões de ou de força Razões imputávelEND (MWh) serviço maior de segurança Próprias ao cliente TOTAL

END (MWh) Produção RedesSão Jorge 5,0 33,7

Tabela 3-55 END em São Jorge – todas as interrupções

Tabela 3-56 END em São Jorge por origem – todas as interrupções


SAIFI (N.º) 0,0 8,6 1,3 0,3 13,9 0,0 24,2

SAIDI (minutos) 0,0 475,6 29,9 9,4 552,2 0,0 1 067,2


Acordo c/ Razões de ou de força Razões de imputávelIndicador cliente serviço maior segurança Próprias ao cliente TOTAL


77


Os valores elevados dos indicadores têm,preponderan temente, origem nas redes, 81% e 91%,para os indicadores SAIFI e SAIDI, respectivamente. É notório o peso das interrupções devidas a causaspróprias, que representam cerca de 58% do valor do SAIFI e 52% do valor do SAIDI. De forma análoga,as razões de servi-ço, em acções de conservação einvestimento, têm uma grande relevância no resultadoglobal dos indicadores, representando 35,8% e 44,6%do SAIFI e SAIDI, respectivamente.

Para as interrupções a avaliar, face aos padrões míni-mos de qualidade de continuidade de serviço estabele-cidos no RQS, verifica-se o cumprimento integral dosmesmos, conforme apresentado na Tabela 3-59.

3.7 PICO


A rede de transporte da ilha do Pico apenas tem 2 pon-tos de entrega. Estes foram afectados, durante o ano de2007, por 8 interrupções, das quais 5 tiveram origemnos sistemas produtores e são responsáveis por 80%da energia não fornecida nesta ilha, pela sua duração e abrangência. Os indicadores da rede de transporte da ilha do Pico são apresentados na Tabela 3-60.


Em 2007, a rede de distribuição da ilha do Pico foi afec-tada por 246 ocorrências, sendo 76% previstas, comespecial incidência em razões de serviço, com cerca de73% do total.

A principal origem das ocorrências é a rede de dis-tribuição, representando cerca de 90% das ocorrênciasde 2007. No entanto, dos 58 incidentes que tiveram lugarno ano em análise, 48% tiveram como origem a produção.



Tabela 3-60 Indicadores continuidade de serviço da rede de transporte do Pico


Indicador 2007 PadrãoSAIFI (n.º) 8,0 13SAIDI (minutos) 461,8 1 440



03.CONTINUIDADE

DE SERVIÇO

78

DIST 9 179 4 30 222

PROD 16 8 24

9 179 4 46 8 246




Tabela 3-62 Indicadores gerais MT interrupções longas não abrangidas pelo N.º 1 do artigo 13º do RQS

Tabela 3-63 END no Pico – todas as interrupções

Tabela 3-64 END no Pico por origem – todas as interrupções

Para a zona de Qualidade de Serviço da ilha do Pico, osvalores dos indicadores, para as ocorrências longascom origem nas redes e não abrangidos pelo N.º 1 doartigo 13º do RQS, são expostos na tabela seguinte.

Na ilha do Pico verifica-se o cumprimento de todos osindicadores gerais de continuidade de serviço MT,encontrando-se os valores em análise abaixo dos patamares estabelecidos.

As interrupções verificadas nesta ilha acarretaram umvalor de END de cerca de 63MWh, o que representa0,15% do valor da energia fornecida às redes MT destailha. Constata-se que as interrupções originadas pelosistema produtor têm preponderância no valor desteindicador, representando 50,2%.



Pico 1,0 14,0 5,2 0,7 42,5 63,4



END (MWh) Produção RedesPico 31,8 31,6


79




Os clientes de BT da ilha do Pico, cuja classificação dezona de qualidade de serviço é do tipo C, tiveram,durante o ano de 2007, em média 17 interrupções. O tempo médio de interrupção situou-se nos 839 minutospor instalação.

Pela análise da Tabela 3-65, pode-se verificar que ascausas próprias são o factor preponderante no valordestes indicadores. Há que salientar, também, a normalinfluência significativa de razões de serviço. Destacam--se as razões de segurança no número médio de inter-rupções, com 8,2% do valor total e as causas fortuitasou de força maior no valor total do SAIDI (9,7%). Nestailha, a produção assume um peso muito relevante nosindicadores, 55,2% no SAIFI e 45,3% no SAIDI.

Para interrupções longas com origem nas redes, nãoabrangidas pelo n.º1 do artigo 13º do RQS os valores dosindicadores, apresentados na Tabela 3-67, cumprem naíntegra os padrões estipulados.

SAIFI (N.º) 0,0 4,1 0,6 1,4 10,8 0,0 16,9

SAIDI (minutos) 0,0 191,1 81,5 11,9 553,6 0,5 838,6








03.CONTINUIDADE

DE SERVIÇO

80

3.8 FAIAL

3.8.1 INDICADORES GERAIS DA REDE DEDISTRIBUIÇÃO EM MÉDIA TENSÃO

Durante o ano de 2007, a rede de distribuição da ilha doFaial, foi afectada por 152 ocorrências, tendo cerca de70% tido origem nas redes de distribuição. Ao nível dasredes, as razões de serviço (45%) e as razões imprevis-tas próprias (12%) são as causas mais preponderantes,enquanto no sistema produtivo, as causas próprias(26%) são dominantes.

Na tabela seguinte pode-se verificar que, para aszonas A e C da ilha do Faial, os indicadores gerais decontinuidade de serviço para ocorrências longas, nãoabrangidas pelo ponto 1 do artigo 13º do RQS e quenão têm origem no sistema Produtor, foram integral-mente cumpridos.

DIST 16 68 4 18 1 107

PROD 39 6 45

16 68 4 57 7 152





TIEPI (hh:mm:ss) A 0:25:47 3C 4:25:38 26

SAIFI (N.º) A 1,0 4C 6,1 12

SAIDI (hh:mm:ss) A 0:29:21 3C 5:05:10 20



81


Em 2007, a END na ilha do Faial atingiu os 84,2MWh, ouseja, 0,17% da energia fornecida à rede MT. As interrupçõesdo fornecimento de energia, com origem no sistema produ-tor, são preponderantes nesta ilha, atingindo os 54% dovalor do indicador. Das 44 Indisponibilidades com origem naCentral de Santa Bárbara, 32 deveram-se à saída intempes-tiva de paralelo do Grupo 6, representando cerca de 73% dototal de ocorrências da Produção. O Grupo 6 apresentavários problemas desde o início do seu comissionamento,estando previstas várias acções correctivas no Verão de2008 e da responsabilidade do fabricante.

3.8.2 INDICADORES GERAIS DA REDE DE DISTRIBUIÇÃO EM BAIXA TENSÃO

Na ilha do Faial, onde existem duas zonas de qualidadede serviço distintas, A e C, verificaram-se valoresmuito distintos para os indicadores gerais da rede dedistribuição BT destas zonas. O número médio deinterrupções por cliente BT variou entre 9, para a zonaA, e 47 para a zona C. Quanto à duração média deinterrupções, esta variou entre 281 minutos na zona Ae 1552 na zona C.

Tabela 3-70 END no Faial – todas as interrupções

Tabela 3-71 END no Faial por origem – todas as interrupções


Faial 2,2 22,2 0,6 3,1 56,1 84,2



END (MWh) Produção RedesFaial 45,6 38,6

SAIFI (N.º) A 0,0 1,0 0,1 0,7 7,2 0,0 9,0

C 0,0 5,4 0,8 3,8 37,0 0,0 46,9

SAIDI (minutos) A 0,0 52,0 10,6 7,4 209,4 1,2 280,6

C 0,0 349,6 13,1 51,1 1137,2 0,8 1 551,9


Acordo c/ Razões de ou de força Razões de imputávelIndicador Zona cliente serviço maior segurança Próprias ao cliente TOTAL


03.CONTINUIDADE

DE SERVIÇO

82

As classificações preponderantes para formação dosindicadores, são as razões de serviço e as causaspróprias. É muito relevante o facto das interrupçõescom origem no sistema produtor terem um peso supe-rior a 57%, em todos os indicadores e zonas de serviço.Esta situação coaduna-se com os indicadores de con-tinuidade de serviço da rede MT, e é consequência dasmúltiplas ocorrências da central de Santa Bárbara.

Excluindo as interrupções com origem no sistema pro-dutor, e de acordo com o artigo 15º do RQS, o valor dosindicadores é apresentado na Tabela 3-74, onde sepode atestar o cumprimento dos padrões de qualidadede serviço.

SAIFI (N.º) A 6,6 2,5C 34,4 12,5

SAIDI (minutos) A 166,8 113,8C 890,9 661,0


SAIFI (N.º) A 1,2 4C 5,6 13

SAIDI (minutos) A 49,0 360C 289,6 1 440





83


3.9 FLORES


Durante o ano de 2007, a rede de distribuição da ilhadas Flores foi afectada por 91 ocorrências, verifican-do-se uma maior concentração das mesmas no 4ºtrimestre, com cerca de 60% das ocorrências totaisdo ano.

As redes de distribuição, com aproximadamente 97%,constituíram-se como a principal origem, onde as razõesde serviço e as causas próprias representam 52%.


DIST 3 1 47 21 16 88

PROD 2 1 3

3 1 47 21 18 1 91


Acordo c/ imputável Razões de ou de força Razões decliente ao cliente serviço maior Próprias Segurança TOTAL

Pela análise da Tabela 3-76, verifica-se o cumprimentodos padrões de qualidade de serviço estabelecidos noartigo 15º do RQS.





03.CONTINUIDADE

DE SERVIÇO

84

3.9.2 INDICADORES GERAIS DA REDE DE DISTRIBUIÇÃO EM BAIXA TENSÃO

Na ilha das Flores, onde apenas existe zona de quali-dade de serviço do tipo C, verificou-se, em 2007, emmédia 10 interrupções por cliente BT. A duração médiade interrupções por cliente, foi de 479 minutos.

SAIFI (N.º) 0,0 2,6 3,4 0,4 4,0 0,0 10,4

SAIDI (minutos) 0,1 140,5 126,4 7,7 204,5 0,0 4792




Decorrente das referidas interrupções, verificou-se, em2007, uma END de cerca de 11,3 MWh, que constitui 0,1%da energia fornecida à rede MT desta ilha. A produçãotem um peso de cerca de 12% no valor deste indicador.

Tabela 3-77 END nas Flores – todas as interrupções

Tabela 3-78 END nas Flores por origem – todas as interrupções

END (MWh) Produção RedesFlores 1,3 10,0

Flores 0,3 1,9 0,9 3,0 0,2 4,9 11,3


Acordo c/ imputável Razões de ou de força Razões deEND (MWh) cliente ao cliente serviço maior Segurança Próprias TOTAL


85


Das causas associadas aos valores dos indicadores decontinuidade de serviço em BT, as razões de serviço,fortuitas ou de força maior e causas próprias são asmais relevantes, e têm uma distribuição semelhante. O incidente mais relevante caracterizado como fortuitosou de força maior, está evidenciado no capítulo 5.

Considerando as interrupções previstas no artigo 15º doRQS, os indicadores de continuidade de serviço da redede distribuição BT são os apresentados na Tabela 3-81,onde se pode verificar o cumprimento dos padrõesmíni mos de qualidade de serviço.





3.10 INDICADORES INDIVIDUAIS DE CONTINUIDADE DE SERVIÇO

Se os indicadores de carácter geral transmitem umaimagem do comportamento global das redes de dis-tribuição, em média ou baixa tensão, os indicadores denatureza individual reflectem a qualidade de serviço quecada cliente aufere. Tal como para os indicadores gerais,o RQS também estipula padrões mínimos de continuidadede serviço para cada cliente. Sempre que se verifique o incumprimento destes valores, os clientes têm direito acompensações, conforme estipulado no ponto 1 do artigo46º do Regulamento de Qualidade de Serviço.


03.CONTINUIDADE

DE SERVIÇO

86

Segundo a Tabela 3-83, das 2 326 situações de clientescom direito a compensação, apenas 1 751 deram efectiva -mente origem a compensações a clientes, já que o valor a pagar das restantes 575 foi inferior a 2,5 eurospara os consumidores alimentados em baixa tensão e 5 euros para os restantes consumidores, revertendo o montante destas compensações para reinvestimento no sistema eléctrico.

Com base no número e duração acumulada das inter-rupções em cada PdE da rede de distribuição (BT e MT),verificou-se, por confronto com os padrões estabeleci-dos no RQS, a existência de algumas situações de incum-primento. Seguindo criteriosamente o estabelecido nesteregulamento, identificaram-se quais os clientes cujospadrões individuais de qualidade de serviço não tinhamsido cumpridos, em número ou em duração.

Tabela 3-82 Número total de compensações a atribuir

São Miguel A 7 15 22C 2 2

Terceira A 538 475 7 9 1 029C 4 4

São Jorge C 460 460Pico C 3 3Faial A 359 26 1 386

C 410 10 420Total EDA 904 1 395 8 19 2 326

BT MT Zona Número Duração Número Duração Total

No ano de 2007, registaram-se 2 326 situações de incumprimento dos padrões individuais de qualidadede serviço, representando cerca de 2% do número de clientes da EDA. Em 5 ilhas ocorreram situações de atribuição de compensações a clientes.

Como podemos constatar pela Tabela 3-82 a maioriados clientes a quem foi atribuída uma compensaçãoenquadram-se na baixa tensão, cerca de 98,8%, e pertencem às ilhas da Terceira e do Faial com 44,4% e34,7%, respectivamente.


87


O montante total das compensações, relativas a situa-ções de incumprimento dos indicadores individuais dequalidade de serviço, ascendeu a 32 176¤. Apesar de amédia tensão ter apenas 1,2% do número de situações deincumprimento, representa cerca de 10,4% do valor dascompensações.

Fundo de Reforços dos Investimentos 273 302 575Compensação a Clientes 1 164 587 1 751Total EDA 1 437 889 2 326

Zona A Zona C Total

Tabela 3-83 Número de compensações por tipo

Fundo de Reforços dos Investimentos 358 146 504Compensação a Clientes 21 772 9 901 31 673Total EDA 22 130 10 047 32 176

Zona A Zona C Total

Tabela 3-85 Valor total de compensações por tipo (¤)

Tabela 3-84 Valor total de compensações (¤)

São Miguel A 21 110 131C 3 3

Terceira A 4 657 4 894 1 280 241 11 073C 86 86

São Jorge C 6 508 6 508Pico C 19 19Faial A 9 366 1 200 360 10 926

C 1 969 1 461 3 430Total EDA 14 044 14 790 1 640 1 702 32 176

BT MT Zona Número Duração Número Duração Total


04.QUALIDADE DA ONDA DE TENSÃO


04.QUALIDADE DA

ONDA DE TENSÃO

90

4. QUALIDADE DA ONDA DE TENSÃO

A qualidade da energia entregue aos consumidores, queé definida pela forma da onda de tensão, está directa-mente relacionada com a Qualidade da Onda de Tensãoda rede.

Embora existam uma série de índices para qualificar aonda de tensão, serão, em última estância, os equipa-mentos dos consumidores a determinar a qualidade damesma. Com a crescente automatização das indústrias,a qualidade da forma da onda de tensão torna-se cadavez mais importante visto que, a falta de regulação damesma, pode acarretar custos elevados, principalmentepara os consumidores industriais.

2 / 2007 S. Miguel Caldeirão / 60kV Permanente -- --

2 / 2007 S. Miguel Milhafres / 30kV Permanente 92 / Calhetas / Capelas 6 Meses

2 / 2007 S. Miguel Ponta Delgada / 10kV Permanente 396 / P. Atlântico / Pdl 10 6 Meses

2 / 2007 S. Miguel 48 / Av. D João Iii / Pdl 5 6 Meses

2 / 2007 S. Miguel 74 / Correios / Aer 1 6 Meses

2 / 2007 S. Miguel Lagoa / 10kV Permanente -- --

2 / 2007 S. Miguel Lagoa / 30kV Permanente 405 / Gomes&Gomes / L. Boav. 6 Meses

2 / 2007 S. Miguel Foros / 10kV Permanente 17 / Vencim. / R. Grande 4 6 Meses

2 / 2007 S. Miguel Foros / 30kV Permanente 392 / L. P. Pedra / F. Calhetas 6 Meses

2 / 2007 S. Miguel Vila Franca / 10kV Permanente 343 / Igreja / P. Garça 6 Meses

2 / 2007 Terceira Belo Jardim / 15kV Permanente 77 / Agualva / Fontinhas 6 Meses

2 / 2007 Terceira Belo Jardim / 30kV Permanente -- --

2 / 2007 Terceira Vinha Brava / 15kV Permanente 180 / Terreiro / Angra2 6 Meses

2 / 2007 Terceira Angra Heroísmo / 15kV Permanente 159 / Fanal / Cidade C 6 Meses

2 / 2007 Terceira Angra Heroísmo / 15kV Permanente 12/ Carreirinha / Cidade E 6 Meses

2 / 2007 Terceira Lajes / 15kV Permanente -- --

2 / 2007 Terceira Lajes / 6,9kV Permanente -- --

2 / 2007 Pico Madalena / 15kV Permanente 27 / Madalena / Mdl-Smt 6 Meses

2 / 2007 Pico Lajes / 15kV Permanente 79 / R. Sta. Cruz / Ljs-Pdd 6 Meses

2 / 2007 Pico S. Roque / 30kV Permanente -- --

2 / 2007 Pico S. Roque / 15kV Permanente 8 / Sto. António / Srq-Bnd 6 Meses

2 / 2007 Faial Sta. Barbara / 15kV Permanente 38 / C. Dabney / C. Dabney 6 Meses

2 / 2007 Faial Permanente 8 / Cruzeiro / Horta-Varad. 6 Meses

1º SEMESTRE DE 2007

FASE / ANO ILHA SE/BARRAMENTO DURAÇÃO PT N.º / NOME / LINHA DURAÇÃO

Tabela 4-1 Pontos de monitorização da onda de tensão (1º Semestre)

"EMBORA EXISTAM UMA SÉRIE DE ÍNDICES PARA

QUALIFICAR A ONDA DE TENSÃO, SERÃO,

EM ÚLTIMA ESTÂNCIA, OS EQUIPAMENTOS

DOS CONSUMIDORES A DETERMINAR

A QUALIDADE DA MESMA."


91


De acordo com o estipulado no Regulamento deQualidade de Serviço, compete às empresas de dis-tribuição e transporte garantir que a energia eléctricafornecida cumpra o especificado nas normas e/ou regu-lamentos, devendo os parâmetros da Qualidade da Ondade Tensão serem monitorizados numa amostra da rede,segundo um plano a submeter a aprovação à DirecçãoRegional do Comércio, Indústria e Energia, competindo àEntidade Reguladora dos Serviços Energéticos (ERSE) afiscalização do cumprimento deste plano.

4.1 PLANO DE MONITORIZAÇÃOEm 2007, a EDA propôs-se efectuar a monitorização daQualidade da Onda de Tensão nos seguintes pontos dasua rede de transporte e distribuição e com as seguintesdurações:

Tabela 4-2 Pontos de monitorização da onda de tensão (2º Semestre)

2 / 2007 S. Miguel Caldeirão / 60kV Permanente -- --

2 / 2007 S. Miguel Milhafres / 30kV Permanente 44 / Saude / Arrifes 6 Meses

2 / 2007 S. Miguel Ponta Delgada / 10kV Permanente 45 / M. Ponte / Pdl 3 6 Meses

2 / 2007 S. Miguel 85 / Coliseu / Pdl 2 6 Meses

2 / 2007 S. Miguel 222 / C. Furna / Pdl 6 6 Meses

2 / 2007 S. Miguel Lagoa / 10kV Permanente 408 / A. Morgado / Cabouco 6 Meses

2 / 2007 S. Miguel Lagoa / 30kV Permanente -- --

2 / 2007 S. Miguel Foros / 10kV Permanente 327 / Bandejo / R. Grande 3 6 Meses

2 / 2007 S. Miguel Foros / 30kV Permanente 21 / Ribeirinha / Erpi 6 Meses

2 / 2007 S. Miguel Vila Franca / 10kV Permanente 22 / Agua D´Alto / R. Chã 6 Meses

2 / 2007 Terceira Belo Jardim / 15kV Permanente 65 / Paul / Praia A 6 Meses

2 / 2007 Terceira Belo Jardim / 30kV Permanente -- --

2 / 2007 Terceira Vinha Brava / 15kV Permanente 80 / Q. Ribeiras / Altares 6 Meses

2 / 2007 Terceira Angra Heroísmo / 15kV Permanente 9 / Salinas / Cidade D --

2 / 2007 Terceira Angra Heroísmo / 15kV Permanente 6 / S. Pedro / Cidade C

2 / 2007 Terceira Lajes / 15kV Permanente -- --

2 / 2007 Terceira Lajes / 6,9kV Permanente -- --

2 / 2007 Pico Madalena / 15kV Permanente 9 / S. Vicente / Mdl-Bnd 6 Meses

2 / 2007 Pico Lajes / 15kV Permanente 45 / C. Cima / Ljs-Smt 6 Meses

2 / 2007 Pico S. Roque / 30kV Permanente --

2 / 2007 Pico S. Roque / 15kV Permanente 5 / Cais / Srq-Bnd 6 Meses

2 / 2007 Faial Sta. Barbara / 15kV Permanente 8 / Cruzeiro / H. - Cedros 6 Meses

2 / 2007 Faial Permanente 2 / Angústias / Hospital 6 Meses

2º SEMESTRE DE 2007

FASE / ANO ILHA SE/BARRAMENTO DURAÇÃO PT N.º / NOME / LINHA DURAÇÃO


04.QUALIDADE DA

ONDA DE TENSÃO

92

• Três semanas correspondentes ao valor máximo, míni -mo e mediana do CPQI obtidas com base no conjuntode semanas em que não houve problemas de elegibili-dade de valores das características da onda de tensão,para os seguintes, para o período de tempo:

– Ilha Terceira- PT 159 (15/Março a 30/Junho);- PT 180 (3/Maio a 30/Junho);

– Ilha do Faial- PT 8 (20/Abril a 30/Junho);

– Ilha do Pico - PT 8 (5/Maio a 30/Junho);- PT 27 (5/Maio a 30/Junho).

Para as semanas seleccionadas e de acordo com oscritérios atrás mencionados para as ilhas de São Miguel,Terceira, Pico e Faial, foi utilizada a seguinte corres -pondência:

Foram detectadas não conformidades na medição datremulação nos seguintes equipamentos:

• Ilha Terceira: PT 159 e 180;• Ilha do Faial: PT 8;• Ilha do Pico: PT 8 e PT 27.

A avaria detectada nos equipamentos foi reconhecidapelo fornecedor, tendo os equipamentos de monitoriza-ção sido substituídos nas seguintes datas:

• Ilha Terceira: PT 159 (15/Março) e PT 180 (3/Maio);• Ilha do Faial: PT 8 (20/Abril);• Ilha do Pico: PT 8 (5/Maio) e PT 27 (5/Maio).

Para as instalações referidas anteriormente, e conformeindicação da ERSE para a selecção de semanas deanálise quando ocorrem deficiências dos equipamentos,foram apresentadas seis semanas:

• Três semanas correspondentes ao valor máximo, míni -mo e mediana do CPQI obtidas com base no conjuntode semanas em que houve valores não elegíveis, nãosendo considerado na determinação do CPQI, os valo res de Tremulação, para o período de tempo:

– Ilha Terceira- PT 159 (1/Fevereiro a 15/Março);- PT 180 (2/Fevereiro a 3/Maio);

– Ilha do Faial - PT 8 (6/Fevereiro a 20/Abril);

– Ilha do Pico- PT 8 (9/Fevereiro a 5/Maio);- PT 27 (10/Fevereiro a 5/Maio).


93


S. Miguel Ct Caldeirão / 60kV 2CP01Se Milhafres / B1 - 30kV 2SE07_30B1Se Milhafres / B2 - 30kV 2SE07_30B2

Se Ponta Delgada / B1 - 10kV 2SE08_10B1Se Ponta Delgada / B2 - 10kV 2SE08_10B2

Se Lagoa / B1 - 10kV 2SE06_10B1Se Lagoa / B2 - 10kV 2SE06_10B2

Se Lagoa / 30kV 2SE06_30B1Se Foros / B1 - 10kV 2SE03_10B1Se Foros / B2 - 10kV 2SE03_10B2

Se Foros / 30kV 2SE03_30B1Se Vila Franca / 10kV 2SE11_10B1

Pt 92 / Calhetas / Capelas 2PT0092Pt 396 / P. Atlântico / Pdl 10 2PT0396Pt 48 / Av D João Iii / Pdl 5 2PT0048

Pt 74 / Correios / Aer 1 2PT0074Pt 405 / Gomes&Gomes / L.Boav. 2PT0405

Pt 17 / Vencim. / R. Grande 4 2PT0017Pt 392 / L. P. Pedra / F. Calhetas 2PT0392

Pt 343 / Igreja / P. Garça 2PT0343Pt 44 / Saude / Arrifes 2PT0044

Pt 45 / M. Ponte / Pdl 3 2PT0045Pt 85 / Coliseu / Pdl 2 2PT0085

Pt 222 / C. Furna / Pdl 6 2PT0222Pt 408 / A. Morgado / Cabouco 2PT0408Pt 327 / Bandejo / R. Grande 3 2PT0327

Pt 21 / Ribeirinha / Erpi 2PT0021Pt 22 / Agua D´Alto / R. Chã 2PT0022

Terceira Se Belo Jardim / 15kV 3SE01_15B1Se Belo Jardim / 30kV 3SE01_30B1

Se Vinha Brava / B1 - 15kV 3SE02_15B1Se Vinha Brava / B2 - 15kV 3SE02_15B2

Se Angra Heroísmo / B1 - 15kV 3SE03_15B1Se Angra Heroísmo / B2 - 15kV 3SE03_15B2

Se Lajes / 15kV 3SE04_15B1Se Lajes / B1 - 6,9kV 3SE04_6B1Se Lajes / B2 - 6,9kV 3SE04_6B2

Pt 77 / Agualva/Fontinhas 3PT0077Pt 180 / Terreiro / Angra2 3PT0180Pt 159 / Fanal / Cidade C 3PT0159

Pt 12/ Carreirinha / Cidade E 3PT0012Pt 65 / Paul / Praia A 3PT0065

Pt 80 / Q. Ribeiras / Altares 3PT0080Pt 9 / Salinas / Cidade D 3PT0009

Pt 6 / S. Pedro / Cidade C 3PT0006Pico Se Madalena / 15kV 6SE02_15B1

Se Lajes / 15kV 6SE03_15B1Se S. Roque / 30kV 6SE01_30B1Se S. Roque / 15kV 6SE01_15B1

Pt 27 / Madalena / Mdl-Smt 6PT0027Pt 79 / R. Sta. Cruz / Ljs-Pdd 6PT0079Pt 8 / Sto. António / Srq-Bnd 6PT0008

Pt 9 / S. Vicente / Mdl-Bnd 6PT0009Pt 45 / C. Cima / Ljs-Smt 6PT0045

Pt 5 / Cais / Srq-Bnd 6PT0005Faial Se Sta. Barbara / 15kV 7SE01_15B1

Pt 38 / C. Dabney / C. Dabney 7PT0038Pt 8 / Cruzeiro / Horta-Varad. 7PT0008_Hvaradouro

Pt 8 / Cruzeiro / Horta-Cedros 7PT0008_HcedrosPt 2 / Angústias / Hospital 7PT0002

ILHA INSTALAÇÃO IDENTIFICAÇÃO(SE/BARRAMENTO) DA INSTALAÇÃO

Tabela 4-3 Codificação dos pontos monitorizados


4.2 QUALIDADE DA ONDA DE TENSÃOCom excepção dos PT, todos os pontos de mediçãoreferidos no plano de monitorização, foram monitoriza-dos os seguintes parâmetros:• Valor eficaz de tensão;• Frequência;• Cavas de tensão;• Tremulação (flicker);• Distorção harmónica;• Desequilíbrio do sistema trifásico de tensões;• Sobretensões.

A EDA, em consonância com a ERSE, verificou que,dada a reduzida dimensão das redes, não serianecessário monitorizar a frequência nos PT, sendo esta,aproximadamente igual à das Subestações. Desta forma,qualquer perturbação sentida nos PT também o será nassubestações com a mesma severidade.

Todos a informação retirada dos pontos monitorizados e respectivo cálculo dos indicadores encontram-se no Anexo IV.

As medições registadas mostram a conformidade comas condições estipuladas pela NP EN 50160 e peloRegulamento da Qualidade de Serviço.

4.2.1 AMPLITUDE ILHA DE SÃO MIGUELCom base nos dados recolhidos e analisados, conclui-sea conformidade dos valores registados com a NP EN50160 para a alta tensão, média tensão e baixa tensão:

• Ao nível da alta tensão (60kV), o Regulamento deQualidade de Serviço estabelece que em condiçõesnormais de exploração, 95% dos valores eficazesmédios de 10 minutos da tensão de alimentaçãodeve estar compreendida no intervalo de Uc±5%, emque Uc é a tensão declarada (62 500V).

04.QUALIDADE DA

ONDA DE TENSÃO

94

4.1.1 INDICADORES SEMANAISPara a escolha entre as várias semanas e os distintoslocais, foram criados dois indicadores semanais:

• Indicador para as grandezas do regime permanente -Continuous Power Quality Índex (CPQI). Para asgrandezas com níveis máximos e mínimos (como atensão e a frequência) os valores máximos e mínimose os percentis de 5% e 95% são normalizados deacordo com a expressão:

É retido o maior valor de entre os calculados para as 3 fases dos percentis 5% e 95%.

• Para as grandezas apenas com níveis máximos, sãonormalizados os percentis 95%, de acordo com aseguinte expressão:

É retido o maior valor entre as 3 fases.

Se todos os valores forem inferiores a 1, é retido comoCPQI o maior valor. Caso contrário, são somados todosos valores superiores a 1.

A selecção das semanas a apresentar no relatório ERSEpor equipamento foi efectuada utilizando o seguinteprincípio:

• a semana cujo valor CPQI corresponde à mediana dos valores;

• a semana com o pior índice do CPQI;• a semana com o melhor índice de CPQI.


95

Para o período em análise verificou-se a conformidade,em 100% dos valores registados, com o Regulamento deQualidade de Serviço no ponto de rede monitorizado.

• Ao nível da média tensão (30kV e 10kV), a variaçãoda tensão de alimentação em 95% dos valores eficazes médios de 10 minutos para cada período deuma sema na dos equipamentos monitorizados ficoucompreendida na gama definida na NP EN 50160,isto é Uc±10%.

Pela análise dos dados, conclui-se a conformidade em100% dos valores registados com a norma NP EN 50160nos pontos de rede monitorizados.

• Ao nível da baixa tensão, a NP EN 50160 define limi -tes para a variação da tensão nominal para o percen til de 95% dos valores eficazes registados(Un±10%) e para 100% dos valores registados(Un+10%/-15%).

Observa-se a conformidade em 100% dos valores regista dos, com a norma NP EN 50160, nos pontos derede monitorizados.

ILHA TERCEIRACom base nos dados recolhidos e analisados, conclui-sea conformidade dos valores registados com a NP EN50160 para a alta tensão, média tensão e baixa tensão:

• Ao nível da média tensão (30kV e 10kV), a variação datensão de alimentação em 95% dos valores eficazesmédios de 10 minutos para cada período de uma sema-na dos equipamentos monitorizados, ficou compreendi-da na gama definida na NP EN 50160, isto é Uc±10%.

Verifica-se conformidade em 100% dos valores regista-dos, com a norma NP EN 50160, nos pontos de redemonitorizados.

• Ao nível da baixa tensão, a NP EN 50160 define limi -tes para a variação da tensão nominal para o percentilde 95% dos valores eficazes registados (Un±10%) e para 100% dos valores registados (Un+10%/-15%).

Pela análise dos dados registados, conclui-se a con-formidade, em 100% dos valores, com a norma NP EN50160, nos pontos de rede monitorizados.

ILHA PICOCom base nos dados recolhidos e analisados, conclui-sea conformidade dos valores registados, com a NP EN50160, para a alta tensão, média tensão e baixa tensão:

• Ao nível da média tensão (30kV e 15kV), a variaçãoda tensão de alimentação em 95% dos valores eficazes médios de 10 minutos para cada período deuma semana dos equipamentos monitorizados, ficoucompreendida na gama definida na NP EN 50160,isto é Uc±10%.

Pela análise dos dados registados conclui-se a con-formidade, em 100% dos valores, com a norma NP EN50160, nos pontos de rede monitorizados.

• Ao nível da baixa tensão, a NP EN 50160 define limi -tes para a variação da tensão nominal para o percen til de 95% dos valores eficazes registados(Un±10%) e para 100% dos valores registados(Un+10%/-15%).

Conclui-se a conformidade em 100% dos valores, com anorma NP EN 50160, nos pontos de rede monitorizados.

ILHA FAIALCom base nos dados recolhidos e analisados, conclui-sea conformidade dos valores registados com a NP EN50160 para a alta tensão, média tensão e baixa tensão:



• Ao nível da média tensão (30kV e 15kV), a variaçãoda tensão de alimentação em 95% dos valores efi-cazes médios de 10 minutos para cada período deuma semana dos equipamentos monitorizados ficoucompreendida na gama definida na NP EN 50160,isto é Uc±10%.

Verifica-se a conformidade, em 100% dos valores regis-tados, com a norma NP EN 50160 no ponto de redemoni torizado.

• Ao nível da baixa tensão, a NP EN 50160 define limi -tes para a variação da tensão nominal para o per-centil de 95% dos valores eficazes registados(Un±10%) e para 100% dos valores registados(Un+10%/-15%).

Pode-se concluir a conformidade, em 100% dos valoresregistados, com a norma NP EN 50160 nos pontos derede monitorizados.

4.2.2 TREMULAÇÃO (FLICKER)ILHA SÃO MIGUELCom base nos dados recolhidos e analisados, registou--se o seguinte:

• Ao nível da alta tensão, o Regulamento de Qualidadede Serviço define que, em condições normais, osíndices de severidade da tremulação (curta e longaduração) de 95% por cada período de medição deuma semana, deverão ser inferiores a 1.

Da análise dos valores registados, é possível concluirque os valores de tremulação de curta e longa duraçãoestão de acordo com o Regulamento de Qualidade deServiço no ponto de rede monitorizado.

• Ao nível da média tensão, a NP EN 50160 define que,em condições normais, para qualquer período de uma

semana, a severidade da tremulação de longa duraçãodeva ser inferior a 1, durante 95% do tempo.

Pela análise dos valores registados, conclui-se que osvalores de tremulação de longa duração estão de acordocom a NP EN 50160, nos pontos de rede monitorizados.

• Ao nível da baixa tensão, a NP EN 50160 define que,em condições normais, para qualquer período de umasemana, a severidade da tremulação de longa duraçãodeva ser inferior a 1, durante 95% do tempo.

É possível concluir que os valores de Tremulação delonga duração estão de acordo com a NP EN50160, à excepção dos valores registados nas três fases do 2PT0408 na semana de 17 a 23 de Setembro, onde foiregistado o incumprimento dos limites de severidades datremulação (Plt máximo de 1,15).

ILHA TERCEIRACom base nos dados recolhidos e analisados, conclui-seque:

• Ao nível da média tensão, a NP EN 50160 define que,em condições normais, para qualquer período deuma semana, a severidade da tremulação de longaduração deva ser inferior a 1, durante 95% do tempo.

Da análise dos valores registados é possível concluirque os valores de tremulação de longa duração estão deacordo com a NP EN 50160 nos pontos de redemonitori zados, tendo-se verificado a taxa mais baixa de98,76% para um mínimo admissível de 95% dos dados decada período de medição de uma semana.

• Ao nível da baixa tensão, a NP EN 50160 define que,em condições normais, para qualquer período deuma semana, a severidade da tremulação de longaduração deva ser inferior a 1, durante 95% do tempo.

04.QUALIDADE DA

ONDA DE TENSÃO

96


Conclui-se que os valores de tremulação de longaduração estão de acordo com a NP EN 50160, àexcepção dos valores registados para o PT80, onde foiregistado o incumprimento da norma em uma das fasespara uma das semanas monitorizadas com uma percen-tagem de dados conforme de 94,82%.

Foi detectada uma avaria, na medição da tremulação,nos equipamentos dos PT 3PT0180 e 3PT0159 razãopela qual foram apenas consideradas como semanaselegíveis para apresentação de valores de flicker, asdatas após a substituição dos equipamentos defeituosos: 15/Março (3PT0159) e 3/Maio (3PT0180).

ILHA DO PICOA partir dos dados recolhidos e analisados, conclui-se que:

• Ao nível da média tensão, a NP EN 50160 define queem condições normais, para qualquer período deuma semana, a severidade da tremulação de longaduração deva ser inferior a 1, durante 95% do tempo.

Da análise dos valores registados é possível concluirque os valores de tremulação de longa duração estão deacordo com a NP EN 50160 no ponto de rede monitori -zado.

• Ao nível da baixa tensão, a NP EN 50160 define que,em condições normais, para qualquer período deuma semana, a severidade da tremulação de longaduração deva ser inferior a 1, durante 95% do tempo.

Da análise dos valores registados é possível concluirque os valores de tremulação de longa duração estão deacordo com a NP EN 50160, nos pontos de rede moni-torizados.

97

Foi detectada uma avaria, na medição da tremulação,nos equipamentos dos PT 6PT0008 e 6PT0027 razãopela qual foram apenas consideradas como semanaselegíveis para apresentação de valores de flicker, as datas após a substituição dos equipamentos defeituosos: 5/Maio para ambos os PT.

ILHA DO FAIALCom base nos dados recolhidos e analisados, conclui-seque:

• Ao nível da média tensão, a NP EN 50160 define queem condições normais, para qualquer período deuma semana, a severidade da tremulação de longaduração deva ser inferior a 1, durante 95% do tempo.

Da análise dos valores registados é possível concluirque os valores de tremulação de longa duração estão deacordo com a NP EN 50160 nos pontos de rede monito-rizados. Verificou-se a taxa mais baixa de 98,76% paraum mínimo admissível de 95% dos dados de cada perío-do de medição de uma semana.

• Ao nível da baixa tensão, a NP EN 50160 define queem condições normais, para qualquer período deuma semana, a severidade da tremulação de longaduração deva ser inferior a 1, durante 95% do tempo.

Da análise dos valores registados é possível concluir queos valores de tremulação de longa duração estão de acor-do com a NP EN 50160 à excepção dos valores regis tadosnuma das semanas de monitorização para o 7PT0008,onde se registou um valor máximo do CP95 de 1,30.

Foi detectada uma avaria, na medição da tremulação, noequipamento do PT 7PT008_HVaradouro, razão pelaqual foram apenas consideradas como semanaselegíveis para apresentação de valores de flicker, asdatas após substituição do equipamento defeituoso:20/Abril.



04.QUALIDADE DA

ONDA DE TENSÃO

98

4.2.3 DESEQUILÍBRIOILHA DE SÃO MIGUELRelativamente ao desequilíbrio verificou-se a conformi-dade em 100% dos valores registados com a norma NPEN 50160 para os diferentes níveis de tensão, tendo-seregistado as seguintes variações máximas das tensõesinversas em relação às componentes directas:

Desequilíbrio (%)Alta Tensão 0,12%Média Tensão 0,66%Baixa Tensão 0,53%

Tabela 4-4 Desequilíbrio do sistema trifásico de tensões (ilha de São Miguel)

Tabela 4-5 Desequilíbrio do sistema trifásico de tensões (ilha da Terceira)

Tabela 4-6 Desequilíbrio do sistema trifásico de tensões (ilha do Pico)

ILHA TERCEIRARelativamente ao desequilíbrio, verificou-se a conformi-dade em 100% dos valores registados com a norma NPEN 50160 para os diferentes níveis de tensão, tendo-seregistado as seguintes variações máximas das tensõesinversas em relação às componentes directas:

Desequilíbrio (%)Média Tensão 0,50%Baixa Tensão 0,69%

ILHA DO PICORelativamente ao desequilíbrio verificou-se a conformi-dade em 100% dos valores registados com a norma NPEN 50160 para os diferentes níveis de tensão, tendo-seregistado as seguintes variações máximas das tensõesinversas em relação às componentes directas:


ILHA DO FAIALRelativamente ao desequilíbrio verificou-se a conformi-dade em 100% dos valores registados com a norma NPEN 50160 para os diferentes níveis de tensão, tendo-seregistado as seguintes variações máximas das tensõesinversas em relação às componentes directas:


Tabela 4-7 Desequilíbrio do sistema trifásico de tensões (ilha do Faial)

4.2.4 FREQUÊNCIAILHA DE SÃO MIGUELRelativamente à variação dos valores de frequência,tanto para a alta tensão, média tensão como para abaixa tensão, a NP EN 50160 define que, em condiçõesnormais de exploração, o valor médio da frequência,medido em intervalos de 10 segundos, deverá estarcompreendido entre os seguintes valores: 50Hz±2%durante 95% de uma semana, e 50Hz±15% durante100% dos valores registados durante uma semana.

Para as subestações (SE), foram recolhidos os valoresmédios da frequência trifásica integrados ao longo de10 segundos.

Pela análise dos dados monitorizados, verificou-se aconformidade dos valores registados nos equipamentospara o período seleccionado com a NP EN50160, regis-tando a conformidade em 100% dos valores registados.

ILHA TERCEIRARelativamente à variação dos valores de frequênciatanto para a média tensão como para a baixa tensão, aNP EN 50160 define que, em condições normais deexploração o valor médio da frequência, medido em


99

intervalos de 10 segundos, deverá estar compreendidoentre os seguintes valores: 50Hz±2% durante 95% deuma semana, e 50Hz±15% durante 100% dos valoresregistados durante uma semana.

Para as SE, foram recolhidos os valores médios da frequência trifásica integrados ao longo de 10 segundos.


ILHA DO PICORelativamente à variação dos valores de frequênciatanto para a média tensão como para a baixa tensão, a NP EN 50160 define que, em condições normais de exploração o valor médio da frequência, medido emintervalos de 10 segundos, deverá estar compreendidoentre os seguintes valores: 50Hz±2% durante 95% deuma semana, e 50Hz±15% durante 100% dos valoresregistados durante uma semana.

Para as SE, foram recolhidos os valores médios da frequência trifásica integrados ao longo de 10 segundos.

Pela análise dos dados monitorizados, verificou-se aconformidade dos valores registados nos equipamentos

para o período seleccionado com a NP EN50160, regis-tando a conformidade em 100% dos valores registados.

ILHA DO FAIALRelativamente à variação dos valores de frequênciatanto para a média tensão como para a baixa tensão, a NP EN 50160 define que, em condições normais deexploração o valor médio da frequência, medido emintervalos de 10 segundos, deverá estar compreendidoentre os seguintes valores: 50Hz±2% durante 95% deuma semana, e 50Hz±15% durante 100% dos valoresregistados durante uma semana.

Para a SE, foram recolhidos os valores médios da frequência trifásica integrados ao longo de 10 segundos.


4.2.5 HARMÓNICOSILHA DE SÃO MIGUELRelativamente à distorção harmónica, verifica-se ocumprimento em todos os pontos medidos com a NP EN50160, à excepção da baixa tensão, onde se verificou oincumprimento dos valores registados no 2PT0045, aque não é alheia a época natalícia:


5ª 230V M. Ponte 2007-12-24 6,22 6(2PT0045) a 2007-12-30

15ª 230V M. Ponte 2007-12-24 0,56 0,5(2PT0045) a 2007-12-30

Ordem Nível de Ponto de Valor Máximo Nível deda harmónica tensão monitorização Data CP95 (%) referência (%)

Tabela 4-8 Incumprimento da distorção harmónica (ilha de São Miguel)


04.QUALIDADE DA

ONDA DE TENSÃO

100

ILHA TERCEIRAPara a média tensão, e relativamente à distorção har-mónica, verifica-se o não cumprimento dos seguintespontos medidos com a NP EN 50160, para a semanaindicada:

5ª 15kV SE Angra 2007-02-05 8,91 6DTH (3SE03_15B1) a 2007-02-11 8,95 85ª 15kV SE Angra 2007-02-19 8,14 6DTH (3SE03_15B2) a 2007-02-25 8,26 8


Tabela 4-9 Incumprimento da distorção harmónica (ilha da Terceira MT)

A acção de monitorização da qualidade de onda de ten-são dos barramentos da SE de Angra de Heroísmoresultou na desligação da bateria de condensadores novazio, razão pela qual, das três semanas seleccionadaspara análise, apenas na semana referida anteriormentese registou o incumprimento regulamentar da 5ª har-mónica e da Distorção Harmónica.


101


Tabela 4-10 Incumprimento da distorção harmónica (ilha da Terceira BT)

5ª 230V FANAL 2007-02-05 a 8,34 6(3PT0159) 2007-02-11

DTH 8,58 85ª 230V FANAL 2007-02-26 a

(3PT0159) 2007-03-04 6,55 65ª 230V FANAL 2007-03-12 a

(3PT0159) 2007-03-18 7,46 65ª 230V FANAL 2007-03-19

(3PT0159) a 2007-03-25 6,96 65ª 230V CARREIRINHA 2007-02-12 a 9,28 6

(3PT0012) 2007-02-18DTH 8,90 85ª 230V TERREIRO 2007-05-28 a

(3PT0180) 2007-06-03 6,04 69ª 230V Q.RIBEIRAS 2007-09-10 a

(3PT0080) 2007-12-2 3,65 1,515ª 230V Q.RIBEIRAS 2007-09-10 a

(3PT0080) 2007-12-02 0,89 0,521ª 230V Q.RIBEIRAS 2007-09-10 a

(3PT0080) 2007-09-16 0,53 0,5


Para a baixa tensão (BT), foi registado o incumprimentodos limites da NP EN 50160 nas seguintes instalações,para as semanas indicadas:

Como consequência da desligação da bateria de conden-sadores no vazio na SE de Angra do Heroísmo, referidaanteriormente, verificou-se a diminuição dos valoresmáximos de CP95 para os Postos de Transformação deAngra do Heroísmo: PT12, PT159 e PT 180.

ILHA DO PICONo que respeita a distorção harmónica, verifica-se ocumprimento em todos os pontos medidos com a NPEN 50160, tanto para a média tensão como para a baixatensão nos pontos de rede monitorizados.

ILHA DO FAIALRelativamente à distorção harmónica verifica-se ocumprimento em todos os pontos medidos com a NPEN 50160, tanto para a média tensão como para a baixatensão nos pontos de rede monitorizados.


A cava de maior amplitude registada na média tensãoteve como origem um defeito na instalação do cliente,na sequência de uma queda de uma linha de dis-tribuição na Base Americana.

Na baixa tensão a cava com maior duração registada(tempo equivalente) foi de 59,5 segundos (com ampli-tude de 10,6%), e a cava com maior amplitude foi de85,1% da tensão declarada (com uma duração – tempoequivalente, de 0,89 segundos).

A cava de maior amplitude verificada na baixa tensão foiregistada no 3PT0180, na sequência de um deslastre decargas, motivado pelo rebentamento de um pára-raiosno 3PT0043.

ILHA DO PICORelativamente à média tensão, e de acordo com os valo res registados nas três semanas seleccionadas, porequipamento, a cava com maior duração registada(tempo equiva lente) foi de 4,5 segundos (com amplitudede 23,6%). Esta cava foi também a de maior amplitude,tendo sido registada na subestação de São Roque. Tevecomo origem a avaria de um grupo térmico na CentralTérmica do Pico.

Na BT, a cava com maior duração registada (tempoequivalente) foi de 17,3 segundos (com amplitude de47%), e a cava com maior amplitude foi de 54,5% datensão declarada (com uma duração – tempo equiva-lente de 12,58 segundos).

A cava com amplitude de 54,5% foi registada no6PT0008 e teve como origem o deslastre de linhas nasequência de avaria num grupo térmico da CentralTérmica do Pico.

04.QUALIDADE DA

ONDA DE TENSÃO

102

4.2.6 CAVASILHA DE SÃO MIGUELNa alta tensão, e de acordo com os valores registadosnas três semanas seleccionadas por equipamento a cava de maior duração registada foi de 0,430 segun-dos (com amplitude de 10,1%), sendo a cava com maioramplitude de 12,9% da tensão declarada (com umaduração com o tempo equivalente de 0,13 segundos).

Relativamente à média tensão, e de acordo com os valo res registados nas três semanas seleccionadas porequipamento a cava com maior duração registada(tempo equivalente) foi de 0,92 segundos (com ampli-tude de 11,7%), a cava com maior amplitude foi de 80,2%da tensão declarada (com uma duração de 0,89 segundos).

A cava com amplitude de 80,2%, foi registada na Subestação dos Foros na sequência de avaria naCentral Geotérmica do Pico Vermelho.

Na BT a cava com maior duração registada (tempoequivalente) foi de 1,38 segundos (com amplitude de29,6%), a cava com maior amplitude foi de 82,1% da tensão declarada (com uma duração de 0,71 segundos).

A cava com amplitude de 82,1% foi registada no2PT0343, na sequência de um deslastre de cargas,motivado pelo rebentamento de um pára-raios no2PT0092.

ILHA TERCEIRARelativamente à média tensão, e de acordo com os valo -res registados nas três semanas seleccionadas porequipamento a cava com maior duração registada(tempo equivalente) foi de 17,7 segundos (com amplitudede 11,2%), e a cava com maior amplitude foi de 77,8% datensão declarada (com uma duração de 0,18 segundos).


103

ILHA DO FAIALRelativamente à média tensão, e de acordo com os va-lores registados nas três semanas seleccionadaspor equipamento a cava com maior duração registada(tempo equivalente) foi de 1,8 segundos (com amplitudede 18,4%), e a cava com maior amplitude foi de 34,9% daTensão declarada (com uma duração – tempo equiva-lente, de 0,03 segundos).

A cava com amplitude de 34,9% foi registada na SE deSanta Bárbara na sequência de deslastre de uma linhade Distribuição Horta – São Pedro.

Finalmente na baixa tensão a cava com maior duraçãoregistada (tempo equivalente) foi de 1,9 segundos (comamplitude de 18,9%), e a cava com maior amplitude foide 38,1% da tensão declarada (com uma duração –tempo equivalente de 0,69 segundos).

4.2.7 SOBRETENSÕESILHA DE SÃO MIGUELNa alta tensão e na média tensão, para as semanas consideradas não foram registadas sobretensões.

Na baixa tensão, para as semanas consideradas foramregistadas sobretensões, cujo valor máximo de variaçãoem relação à tensão nominal foi de 12,6%.

ILHA TERCEIRANa média tensão foram registadas sobretensões, cujovalor máximo de variação em relação à tensão nominalfoi de 61,78%, com uma duração (tempo equivalente) de0,33 segundos.

A sobretensão registada ocorreu na SE das Lajes e tevecomo origem um defeito na instalação do cliente, nasequência de uma queda de uma linha de distribuiçãona Base Americana.


Na baixa tensão foram registadas sobretensões, cujovalor máximo de variação em relação à tensão nominalfoi de 23,11%, com uma duração (tempo equivalente) de0,15 segundos.

ILHA DO PICONa média tensão não foram registadas sobretensõesnos pontos de medição.


ILHA DO FAIALNa média tensão não foram registadas sobretensões noponto de medição.



05.INCIDENTESMAIS RELEVANTES


05.INCIDENTES

MAIS RELEVANTES

106

“DURANTE O ANO DE 2007 EXISTIRAM 4 CASOS ONDE

A ENERGIA NÃO DISTRIBUÍDAFOI IGUAL OU SUPERIOR

AOS VALORES DE REFERÊNCIA,OCORRENDO DUAS SITUAÇÕES

NA ILHA DE SÃO MIGUEL, UMA NO PICO E OUTRA

NAS FLORES. TODAS ESTASSITUAÇÕES TIVERAM COMO

ORIGEM, OS VENTOS EXCEPCIONALMENTE FORTES,

SENTIDOS NAS REFERIDASILHAS.”

5. CASOS FORTUITOS OU DEFORÇA MAIOR – INCIDENTESMAIS RELEVANTES

Ao abrigo do N.º 3 do art.º 13 do RQS, a concessionáriado transporte e distribuição deve comunicar à ERSE asinterrupções do fornecimento de energia que dêemorigem a uma Energia Não Distribuída que ultrapassamos 5MWh em São Miguel e Terceira, e 1MWh nasrestantes ilhas, cuja origem sejam Casos Fortuitos oude Força Maior.

Desta forma, durante o ano de 2007 existiram 4 casosonde a Energia Não Distribuída foi igual ou superior aosvalores de referência, ocorrendo duas situações na ilhade São Miguel, uma no Pico e outra nas Flores. Todasestas situações tiveram como origem, os ventos ex cep ci onal mente fortes, sentidos nas referidas ilhas.

5.1 INCIDENTE NA ILHA DAS FLORES A 14 DE FEVEREIRO DE 2007

Os ventos, de intensidade elevada, provocaram rupturados condutores da linha das Lajes, originando a actua -ção das suas protecções. A demora na reposição emserviço da linha ficou a dever-se às dificuldades senti-das pelas equipas em movimentarem-se no terreno,dadas as condições climatéricas bastantes adversas.

Este incidente teve início às 7h18m, afectando todos osclientes do concelho das Lajes, classificado como ZonaC, e teve um TIEPI de cerca de 53m. Estima-se umaEND de 1,9MWh.

5.2 INCIDENTE NA ILHA DO PICO A 17 DE FEVEREIRO DE 2007

Os ventos, de intensidade elevada, provocaram a quedade uma árvore sobre os condutores da linha São Roque– Piedade, que provocou a actuação das suas pro-tecções. A demora na reposição em serviço da linhaficou a dever-se à dificuldades das equipas em movi-mentarem-se no terreno devido às más condições


107

climatéricas, associadas à fraca visibilidade, uma vezque era noite. Dadas estas condicionantes, a pesquisafoi interrompida pelas 00h30 do dia 18 e retomada pelas7h05m do mesmo dia.

Este incidente teve início às 21h14m, afectando todos osclientes do concelho de São Roque, classificado comoZona C, e teve um TIEPI aproximado de 48m. Estima-seuma END de 1,73MWh.

5.3 INCIDENTE NA ILHA DE SÃO MIGUELA 18 DE DEZEMBRO DE 2007

Os ventos fortes provocaram o rebentamento das trêsfases da linha da Ribeirinha que cruzavam a Linha deNordeste nesse vão, fazendo actuar as protecções deambas as Linhas.

Como consequência deste incidente foram desligadasas linhas de Nordeste e parte da linha de Povoação queestava a ser alimentada pela primeira. A demora nareposição ficou a dever-se à falta de produção e às máscondições climatéricas.

Este incidente teve início às 13h35m, afectando todosos clientes dos concelhos da Ribeira Grande, Nordestee Povoação, onde inclui Zonas B e C, e teve um TIEPI naordem dos 8m. Estimando-se uma END de 5,63MWh.

5.4 INCIDENTE NA ILHA DE SÃO MIGUELA 18 DE DEZEMBRO DE 2007

Durante a pesquisa do defeito na linha de Nordeste (incidente anterior), que veio a verificar-se serem con-dutores rebentados, fez-se um ensaio de ligação sobreum curto-circuito provocando uma cava de tensão pronunciada, que levou à actuação da protecção de míni -ma tensão dos aero-refrigeradores dos Grupos daCentral Termoeléctrica do Caldeirão (CTC), desligando-os.

A ausência de refrigeração provocou o aumento detemperatura da água de refrigeração e saída de parale-lo por actuação de protecções de temperatura alta.

O desequilíbrio entre a produção e o consumo foi resta-belecido pela entrada em serviço do relé de deslastrepor mínima frequência, tendo sido desligadas as linhasdas: Capelas, Sete Cidades, Lagoa1, Cabouco, Lagoa2,Ribeira Grande 3, Leste/Boavista, Arrifes, e PontaDelgada 1, 2, 11, 9, 8 e 5.

Num sistema eléctrico isolado em que a potência decurto-circuito tem valores relativamente baixos, umdefeito trifásico deste tipo provoca uma cava de tensãopronunciada. Os motores associados a variadores,como neste caso, são protegidos nestas situações querdirectamente por contactores CA, ou por um sistema derelés/autómato que provoca a desligação da fonte detensão.

Por análise do Gráfico 5.1, pode-se verificar que houveuma variação negativa de aproximadamente 20%, datensão simples, durante o defeito.


0.0

30.0

37.0

31.0

32.0

33.0

34.0

35.0

36.0

Urm

s

49:00 49:10 49:20 49:30 49:40 49:50Minutos:Segundos

Gráfico 5.1 Tensão simples, de uma das fases, do barramento de 60kVda Central Térmica do Caldeirão

Este incidente teve início às 13h48m, afectando todos osclientes dos concelhos de Ponta Delgada e da Lagoa,onde inclui Zonas A, B e C, e teve um TIEPI de cerca de12m. Estima-se uma END de 7,92MWh.


06.ACÇÕESMAIS RELEVANTES


06.ACÇÕES MAIS RELEVANTES

110

6. ACÇÕES MAIS RELEVANTESPARA A MELHORIA DA QUALIDADE DE SERVIÇODO SISTEMA ELÉCTRICO

De acordo com o preconizado no Artigo 39º Alínea g) doRQS apresentamos o resumo das principais acções demelhoria da qualidade de serviço relativas ao ano de 2007.

A EDA estabelece como Plano de Melhoria todas as acções que se inserem Plano Plurianual de Investimentos e os Planos de Manutenção de CentrosProdutores e Redes. Estes envolvem as áreas dePlaneamento, Projecto, Exploração e Comercial.

Em 2007, na perspectiva de Planeamento, foi dada con-tinuidade ou tiveram início, a delineação das seguintesacções:

1. SANTA MARIA• Construção do desdobramento da linha de

Almagreira em 2010-2011, utilizando condutores Cu 50mm2, no troço compreendido entre a SEAeroporto e o Interruptor – Almagreira. O nível detensão de 10kV associado à actual secção de condutores de 25mm2 numa extensão bastante ele-vada potencia o surgimento de quedas de tensãoelevadas. Esta situação condicionará, no futuro, acapacidade de trânsito de potências para fazer faceao natural crescimento do consumo.

2. SÃO MIGUEL• Construção de uma subestação 60/30kV, 12.5 MVA,

na zona da Lagoa do Congro em 2010-2012. O fornecimento de energia eléctrica na zona orientalda ilha de São Miguel, tem actualmente origem nassubestações dos Foros e Lagoa, através de duas linhas de distribuição com extensões individuaissuperiores a 40km e cargas significativas em fim de

“A EDA ESTABELECE COMO PLANO DE MELHORIA

TODAS AS ACÇÕES QUE SE INSEREM PLANO

PLURIANUAL DE INVESTIMENTOS E OS PLANOS DE MANUTENÇÃO

DE CENTROS PRODUTORES E REDES. ESTES ENVOLVEM

AS ÁREAS DE PLANEAMENTO,PROJECTO, EXPLORAÇÃO

E COMERCIAL.”


111

linha. Esta configuração tem repercussões na quali-dade de serviço, nomeadamente ao nível das ten-sões, dificultando as manobras de reconfiguraçãodas referidas linhas, tanto em acções de intervençãopreventiva, como de intervenção curativa.

• Construção de uma nova linha de interligação comcondutores Cu 95mm2, no troço compreendido entrea SE Lagoa e o seccionador "Trinta Reis I" (Linha Sul)em 2008-2010. Esta linha tem como principal funçãointerligar a SE Lagoa e a SE de Vila Franca doCampo. Do barramento (30kV) da SE Vila Franca doCampo estão estabelecidas as saídas MT de "PontaGarça", "Parque Industrial", "Ribeira Chã" e para“Furnas”. A sua elevada extensão, conjugada com ocrescimento natural do consumo, indicia problemas,sobretudo ao nível de quedas de tensão, uma vez quea sua secção não é uniforme em toda a sua extensão.A nova linha deve ser projectada para o nível de tensão de 60kV para que, no futuro, constitua umtroço da linha de transporte AT 60kV entre as SELagoa e SE Lagoa do Congro (a construir).

• Remodelação da linha do Cabouco, que contempla aalteração da sua secção 16mm2 para 50mm2 e do nívelde tensão de 10 kV para 30 kV em 2008-2009. Trata--se de uma linha em fim de vida útil, apresentando umelevado grau de degradação mecânica, além de tersido concebida para abastecer clientes predominante-mente domésticos. Entretanto, associa do ao aumentosignificativo do parque habitacional, tem-se assistidoà implantação de infra-estruturas industriais que, noconjunto, se traduzem num elevado aumento de consumo e consequente trânsito de potência.

• Remodelação da linha de Água de Pau, que contemplaa alteração da sua secção 16mm2 para 50mm2 e donível de tensão de 10kV para 30kV em 2008-2009.Trata-se de uma linha em fim de vida útil, apresen-

tando um elevado grau de degradação mecânica,com uma concentração de postos de transformaçãona sua extremidade e que abastecem a Vila de Águade Pau, onde se tem verificado um aumento significa-tivo da procura de energia eléctrica.

• Conclusão da remodelação da linha da Povoação,que contempla a alteração da sua secção 25mm2

para 70mm2 e do nível de tensão de 10kV para 30kV,no decorrer de 2008. Trata-se de uma linha em fimde vida útil, que abastece cargas Semi-Urbanas eRurais e apresenta um elevado grau de degradaçãomecânica. Esta linha possui uma elevadaconcentra ção de carga na Vila da Povoação, ondese tem verificado um crescimento da procura deenergia eléctrica.

3. TERCEIRA• Construção da nova saída MT 15kV SE Vinha Brava-

S. Bartolomeu (nó PT 95) em 2008-2009, que iráassumir as cargas rurais até à zona da Serreta dalinha Circunvalação, permitindo a desafectação dascargas semi-urbanas existentes no troço SE VinhaBrava - PT95. Está previsto ainda remodelar o actualtroço entre o nó do PT 30 e a zona da Serreta comcondutores de Cu 70mm2 em 2009-2011, também damesma linha. Trata-se de uma linha rural extensa,com elevada densidade cargas (rurais e semi--urbanas), cuja topologia se apresenta desadequadaàs necessidades de exploração actuais. Importareferir que o troço de maior extensão entre o nó do PTD 30 e a zona da Serreta tem mais de 30 anosde exploração.

• Remodelação da linha MT – Angra II, que permitirá asubstituição dos cabos PCAJ e da rede aérea nazona urbana, por uma rede subterrânea com caboLXHIOV 120mm2 em 2008-2009. Por outro lado, arede aérea nas zonas rurais será remodelada para



condutores de Cu 70mm2. Trata-se de uma saída degrande extensão que assume cargas urbanas, semi--urbanas e rurais. Os troços aéreos e subterrâneospor remodelar constituem um estrangulamento aotrânsito de potências. Tem-se verificado um fortecrescimento urbanístico, sobretudo nas freguesiaslimítrofes da cidade de Angra do Heroísmo que sãoabastecidas pelos troços ainda por remodelar.

4. SÃO JORGE• Construção da uma nova linha constituída por uma

secção de Cu 95mm2 em 2009-2011, para efeitos dedesdobramento da actual linha Relvinha, que se iráreflectir numa melhoria dos valores de tensão nosfins de linha. Trata-se de uma saída de grandeextensão que assume cargas rurais com uma con-centração de consumo no extremo (Vila do Topo).Pela sua extensão e redução de secção no troçofim-de-linha (Topo), esta linha apresenta elevadosvalores de quedas de tensão nos períodos de maiorconsumo.

5. PICO• Remodelação da linha entre a SE São Roque e

a zona de Santo Amaro em 2008-2009 de modo a eliminar o estrangulamento/degradação mecânicaactual, através da utilização de condutores Cu 35mm2 e em simultâneo dar continuidade à passagem progressiva para o nível de tensão de30kV da rede de distribuição MT da ilha do Pico.Trata-se de uma saída de grande extensão, cujotroço principal até à zona de Santo Amaro é consti-tuído por condutores Cu 16mm2, encontrando-se emfim de vida útil e constituindo um estrangulamentoao trânsito de potências até à zona da Piedade.


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6. FAIAL• Remodelação da linha Horta-Cedros para condu-

tores de Cu 50mm2 em 2008-2011, que irá reduzir onúmero de indisponibilidades resultantes do seuestado mecânico. Trata-se de uma linha rural deelevada extensão e em fim de vida útil, apresentan-do um elevado grau de degradação mecânica. Poroutro lado, no extremo da linha está localizado umdos maiores consumidores de energia eléctrica dailha (indústria de lacticínios) responsável por umagrande parte do trânsito de potência na mesma.

As principais acções desenvolvidas pela área do Pro-jecto e Construções, tanto nos Centros Produtorescomo na rede de transporte, por ilha, foram:

1. SANTA MARIA• Projecto da ampliação C.T. Aeroporto (Grupos 7,8,9

e SCADA), triénio 2007-2009, que inclui o forneci-mento faseado de três grupos diesel com potênciasde 1 500kW, “Sistema de Operação e Informação”para a central, incluindo os grupos existentes e auxi liares, além de outros trabalhos relacionados.Esta obra permitirá a revitalização da central e doseu parque produtor para fazer face ao aumento doconsumo e dar resposta aos aspectos relacionadoscom a segurança e ambiente.

• Conclusão da remodelação de três redes rurais debaixa tensão (Cruz, Glória e Malbusca), que consistiuna substituição de condutores de cobre nu porcabos isolados de torçada, com o objectivo dereduzir as quedas de tensão nos traçados e aumentara fiabilidade mecânica.


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2. SÃO MIGUEL• Conclusão da instalação de um transformador de

potência de 10 MVA (60/10kV) na SE de Foros, tendoem vista dar resposta ao aumento da procura quetem vindo a ocorrer na zona da Ribeira Grande.

• Arranque do projecto de reformulação do sistemade protecções e comando e controlo em algumasdas principais subestações (Milhafres, Lagoa eForos), de forma a garantir melhores condições deoperacionalidade nas redes de transporte e distribuição, assim como a diminuição dos temposde detecção e eliminação de defeitos na rede de 60kV, aumentando a sua fiabilidade através da selectividade das protecções.

• Arranque do projecto de reformulação dasubestação de São Roque, que passará a integrar arede de transporte a 60kV com a consequenteredução de perdas, associada ao aumento da capacidade de transformação por introdução de uma nova unidade de 10 MVA, assim como àreformulação do sistema de protecções e comandoe controlo. Este conjunto de medidas visa o incre-mento das condições de fiabi lidade e operacionali-dade da instalação que constitui um dos principaispontos de injecção de potência na zona nascente dePonta Delgada.

• Fase final do projecto de remodelação 10/30kV dotroço de linha aérea e postos de transformaçãoestabelecidos entre as freguesias de Furnas e ÁguaRetorta, que virá permitir a conclusão do fecho doanel a 30kV na zona nascente da ilha, ao quepodere mos associar significativas melhorias dascondições de exploração da rede, tanto no querespeita aos aspectos mecânicos, como na capaci-dade de trânsito de potência e possibilidades dereconfiguração.

• Fase final do segundo lote da remodelação da redede baixa tensão da cidade de Ponta Delgada, queconsiste na substituição de uma rede generica-mente aérea, constituída por condutores de cobrenu apoiados em estruturas metálicas, por outra queinclui essencialmente duas componentes; uma subterrânea de interligação de PT e armários dedistribuição (rede primária) e outra constituída porcabos isolados de torçada fixos às fachadas dosedifícios (troços comuns de chegadas), estando o conjunto dimensionado para dar resposta aocrescente aumento dos consumos que tem vindo a regis tar-se neste centro urbano.

3. TERCEIRA• Conclusão da remodelação da subestação da Vinha

Brava que, para além do aumento da capacidade detransformação, também incluiu a substituição deequipamento de corte MT, protecções e intervençãono sistema de comando e controlo, acções que emconjunto vieram contribuir para um significativamelhoria da qualidade de serviço, essencialmentepela redução do número e duração das indis po ni bi -li dades.

• Fase de conclusão do projecto de reformulação dosistema de protecções da rede de 30kV nassubestações de Belo Jardim, Angra do Heroísmo eLajes, com o objectivo de melhorar as condições deoperacionalidade na rede de transporte, assim comoa diminuição dos tempos de detecção e elimi na çãode defeitos, aumentando a sua fiabilidade através daselectividade absoluta das protecções.

• Arranque da construção da subestação 30/15kV dasQuatro Ribeiras, investimento que, a par da cons -trução em curso da linha de transporte a 30kV entrea subestação das Lajes e as Quatro Ribeiras, tempor objectivo reduzir as quedas de tensão actual-




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mente verificadas nas linhas de distribuição na zonanoroeste da ilha face, aos respectivos comprimentos.

• Arranque do projecto de remodelação da linha de distribuição MT que alimenta a faixa litoral que desen-volve entre a cidade de Angra do Heroísmo e afreguesia de São Bartolomeu, investimento que virápermitir retirar de serviço uma linha aérea que, paraalém de possuir um traçado pouco adequado aocrescimento urbanístico que tem vindo a verificar-sena zona, dispõe de condições eléctricas e mecânicasque limitam de forma significativa a sua exploração.

4. GRACIOSA• Ampliação da C.T. Graciosa, que passou pela

montagem de mais um grupo (Grupo 6) com potenciade 810kW, com transformador de potência de6/15kV, equipamentos auxiliares mecânicos e eléctri-cos, quadro de comando e controlo. Este grupo veioreforçar o parque produtor da ilha para dar respostaao aumento do consumo.

• Arranque do projecto de construção da interligaçãoMT entre as linhas da Guadalupe e a rede subter-rânea MT da vila de Santa Cruz, com o objectivo depermitir maior versatilidades às manobras de reconfiguração da rede em caso de avarias ouacções de manutenção.

5. SÃO JORGE• Projecto da ampliação da C.T. São Jorge, Grupo 11,

que inclui o fornecimento de um grupo com potênciade 1500kW, respectivos auxiliares mecânicos, eléctricos e de instrumentação e controlo. A entradaem serviço deste grupo irá colmatar parte das dificuldades para responder ao aumento do consumoe às condições precárias da exploração dos geradores mais antigos.

• Fase de conclusão da construção do posto de seccio -namento da Relvinha, infra-estrutura que virá permitirmaior selectividade e rapidez na detecção e isolamentode avarias, com a consequente redução do impactodas perturbações junto dos clientes afectados.

6. PICO• Continuação da remodelação 10/30kV das linhas e

postos de transformação da rede de distribuiçãoestabelecida pelo lado nascente da ilha entre assubestações de São Roque e Lajes, com o objectivode assegurar maior fiabilidade mecânica e aumentara capacidade de trânsito de potência com as conse-quências daí resultantes na melhoria da qualidade doserviço.

7. FAIAL• Ampliação C.T. Sta. Bárbara (Grupo 7) com potência

de 3,4MW, ampliação e revitalização do sistema detratamento de efluentes líquidos, instalação de umsistema de detecção e combate de incêndios, revitali -zação/substituição das tubagens de fuel-óleo no parque de combustível, fornecimento de um sistemade operação e informação, considerando o novogrupo e os existentes assim como a subestação. Alémdo reforço do parque produtor, esta obra ainda a decorrer, irá melhorar as condições de operação,assim como introduzir melhorias significativas na segurança e tratamento de efluentes líquidos.

• Continuação da remodelação da subestação deSanta Bárbara que no essencial consiste na substi-tuição integral do barramento e do equipamento decorte convencional instalado em celas de alvenariapor celas modulares de tecnologia moderna, associadaa uma intervenção no sistema de protecções e decomando e controlo, com o objectivo de melhorar aqualidade de serviço, essencialmente pela reduçãodo número e duração das indisponibilidades.


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• Fase de conclusão da construção de uma linha quepassará a interligar a subestação de Santa Bárbaracom a zona dos Cedros, investimento este que,associado à construção do posto de seccionamentodos Cedros, também em fase de conclusão, virámelhorar significativamente as condições de explo-ração da rede, tanto pela maior selectividade e rapidezna detecção e isolamento de avarias, como pela versatilidade de reconfiguração.

8. FLORES• Conclusão da primeira fase da ampliação da rede

rádio que veio permitir uma maior cobertura espe-cialmente na zona das Lajes, com consequênciasdirectas na operacionalidade do telecomando darede de distribuição MT, reduzindo assim os temposde indisponibilidade.

• Fase final da remodelação da rede de baixa tensãoda vila de Santa Cruz, que consiste na substituiçãode uma rede genericamente aérea, constituída porcondutores de cobre nu apoiados em estruturasmetálicas, por cabos isolados subterrâneos e de torçada fixos às fachadas dos edifícios, com o objectivo de reduzir as quedas de tensão nostraçados e aumentar a fiabilidade mecânica.

9. CORVO• Conclusão da nova Central do Corvo, que contemplou

trabalhos de construção civil relativos ao edifício dacentral, estruturas de armazenamento e tratamentode efluentes líquidos, fornecimento de dois GrupoDiesel com potência unitária de 108 kW e de doisGrupos Diesel com potência unitária de 160 kW,forneci mento e montagem dos equipamentos auxili a -res, de um sistema de comando e controlo e intro-dução, pela primeira vez, da MT (15kV) na ilha paraveicular a energia eléctrica entre o Centro Produtore a Vila Nova do Corvo. A construção desta central,

afastada do único centro populacional da ilha veioresolver os problemas da satisfação do consumo,armazenagem de combustível, segurança, tratamentode efluentes líquidos, etc. que a antiga central dificil mente seria capaz de dar resposta.

• Conclusão do projecto que incluiu a construção deum ramal subterrâneo de média tensão entre a novacentral e a vila do Corvo, assim como um posto detransformação dotado de um sistema de automatiza-ção que, entre outros aspectos, permite a monitori -zação e o comando remoto dos equipamentos decorte, conferindo assim maior rapidez e segurançana operação da rede.

As principais acções desenvolvidas pelas áreas daExploração, tanto da produção como da distribuição,por ilha, foram:

1. SANTA MARIA• Alteração dos deslastres por mínima frequência e

respectivas sinalizações na central termoeléctricado Aeroporto de modo a reduzir os tempos deindisponibilidade.

2. SÃO MIGUEL• Instalação de novo tipo de coroas nos grupos mais

recentes da Central Termoeléctrica do Caldeirãopois as anteriores apresentavam desgaste excessi-vo para o número de horas de funcionamento, devidoa um problema de fabrico, que ainda não se encon-tra definitivamente resolvido.

• Ampliação do ramal MT, construção de PTD eremodelação da Rede BT na zona Veredas de Baixo,Fenais da Luz, para dar resposta às reclamaçõesdos clientes resultantes dos valores das tensões.Pelas mesmas razões foi reforçada a rede BT doPTD 166.




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3. TERCEIRA• Beneficiação e reforços de redes BT (PTD: 004, 016,

022, 033, 034, 050, 054, 057, 060, 073, 096, 173, 212,220) de modo a respeitar os valores da continuidadede serviço e da qualidade da onda de tensão previs-tos nos regulamentos.

4. PICO• Alteração do procedimento de reposição de linhas

após interrupção geral, que habitualmente registavademoras excessivas por manobras desnecessárias,penalizando os indicadores de qualidade de serviço.

• Beneficiação e reforço das redes BT dos PTD 12 e47, de modo a respeitar os valores da continuidadede serviço e da qualidade da onda de tensão previs-tos nos regulamentos.

5. FAIAL• Alteração do procedimento de lavagem do turbo-

-compressor do grupo 6 da Central de S. Bárbara,que habitualmente originava disparos intempestivos,levando à actuação do relé de deslastre por mínimafrequência e consequente interrupção do normalfornecimento de energia eléctrica a alguns consumi -dores.

• Beneficiação e reforço das redes BT da zona doPasteleiro e remodelação do PTD 83 de modo arespeitar os valores da continuidade de serviço e daqualidade da onda de tensão, previstos nos regula-mentos.


Criação, Execução Gráfica e Produção


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