Decreto Regulamentar Regional n.º 15/2004/M — Aprova o Regulamento da Qualidade de Serviço do Sistema Eléctrico de Serviço Público da Região Autónoma da Madeira

Energia não fornecida (ENF) - valor estimado da energia não fornecida nos pontos de entrega da rede de transporte devido a interrupções de fornecimento, durante um determinado intervalo de tempo (normalmente um ano civil).

Entrada - canalização eléctrica de baixa tensão compreendida entre uma caixa de colunas, um quadro de colunas ou uma portinhola e a origem de uma instalação de utilização.

ERSE - Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos.

Exploração - conjunto das actividades necessárias ao funcionamento de uma instalação eléctrica, incluindo as manobras, o comando, o controlo, a manutenção, bem como os trabalhos eléctricos e os não eléctricos.

Flutuação de tensão - série de variações da tensão ou variação cíclica da envolvente de uma tensão.

Fornecedor - entidade responsável pelo fornecimento de energia eléctrica, nos termos de um contrato.

Fornecimento de energia eléctrica - venda de energia eléctrica a qualquer entidade que é cliente da entidade concessionária do transporte e distribuidor vinculado.

Frequência da tensão de alimentação (f) - taxa de repetição da onda fundamental da tensão de alimentação, medida durante um dado intervalo de tempo (em regra um segundo).

Frequência média de interrupções do sistema (SAIFI - System Average Interruption Frequency Índex) - quociente do número total de interrupções nos pontos de entrega, durante determinado período, pelo número total dos pontos de entrega, nesse mesmo período.

Imunidade (a uma perturbação) - aptidão de um dispositivo, de um aparelho ou de um sistema para funcionar sem degradação na presença duma perturbação electromagnética.

Incidente - acontecimento que provoca a desconexão (não programada) de um elemento da rede, podendo originar uma ou mais interrupções de serviço.

Instalação eléctrica - conjunto de equipamentos eléctricos utilizados na produção, no transporte, na conversão, na distribuição ou na utilização da energia eléctrica, incluindo fontes de energia, bem como as baterias, os condensadores e outros equipamentos de armazenamento de energia eléctrica.

Instalação eléctrica eventual - instalação eléctrica provisória, estabelecida com o fim de realizar, com carácter temporário, um evento de natureza social, cultural ou desportiva.

Instalação de utilização - instalação eléctrica destinada a permitir aos seus utilizadores a aplicação da energia eléctrica pela sua transformação noutra forma de energia.

Interrupção acidental - interrupção do fornecimento ou da entrega de energia eléctrica provocada por defeitos permanentes ou transitórios, na maior parte das vezes ligados a acontecimentos externos, a avarias ou a interferências.

Interrupção breve - interrupção acidental com uma duração igual ou inferior a três minutos.

Interrupção do fornecimento ou da entrega - situação em que o valor eficaz da tensão de alimentação no ponto de entrega é inferior a 1% da tensão declarada Uc, em pelo menos uma das fases, dando origem, a cortes de consumo nos clientes.

Interrupção longa - interrupção acidental com uma duração superior a três minutos.

Interrupção prevista - interrupção do fornecimento ou da entrega que ocorre quando os clientes são informados com antecedência, para permitir a execução de trabalhos programados na rede.

Licença vinculada - licença mediante a qual o titular assume o compromisso de alimentar o SEPM ou ser por ele alimentado, dentro das regras de funcionamento daquele Sistema.

Limite de emissão (de uma fonte de perturbação) - valor máximo admissível do nível de emissão.

Limite de imunidade - valor mínimo requerido do nível de imunidade.

Manobras - acções destinadas a realizar mudanças de esquema de exploração de uma rede eléctrica ou a satisfazer, a cada momento, o equilíbrio entre a produção e o consumo ou o programa acordado para o conjunto das interligações internacionais ou, ainda, a regular os níveis de tensão ou a produção de energia reactiva nos valores mais convenientes, bem como as acções destinadas a colocar em serviço ou fora de serviço qualquer instalação eléctrica ou elemento dessa rede.

Manutenção - combinação de acções técnicas e administrativas, compreendendo as operações de vigilância, destinadas a manter uma instalação eléctrica num estado de operacionalidade que lhe permita cumprir a sua função.

Manutenção correctiva (reparação) - combinação de acções técnicas e administrativas realizadas depois da detecção de uma avaria e destinadas à reposição do funcionamento de uma instalação eléctrica.

Manutenção preventiva (conservação) - combinação de acções técnicas e administrativas realizadas com o objectivo de reduzir a probabilidade de avaria ou degradação do funcionamento de uma instalação eléctrica.

Média tensão (MT) - tensão entre fases cujo valor eficaz é superior a 1 kV e igual ou inferior a 45 kV.

Muito alta tensão (MAT) - tensão entre fases cujo valor eficaz é superior a 110 kV.

Nível de compatibilidade (electromagnética) - nível de perturbação especificado para o qual existe uma forte e aceitável probabilidade de compatibilidade electromagnética.

Nível de emissão - nível de uma dada perturbação electromagnética emitida por um dispositivo, aparelho ou sistema particular e medido de uma maneira especificada.

Nível de imunidade - nível máximo de uma perturbação electromagnética de determinado tipo incidente sobre um dispositivo, aparelho ou sistema não susceptível de provocar qualquer degradação do seu funcionamento.

Nível de perturbação - nível de uma dada perturbação electromagnética, medido de uma maneira especificada.

Nível de planeamento - objectivo de qualidade interno da entidade concessionária do transporte e distribuidor vinculado relativamente a uma perturbação na onda de tensão, mais exigente ou, no limite, igual ao respectivo nível de referência associado a um grau de probabilidade de ocorrência.

Nível de referência (de uma perturbação) - nível máximo recomendado para uma perturbação electromagnética em determinados pontos de uma rede eléctrica (normalmente os pontos de entrega).

Nível (de uma quantidade) - valor de uma quantidade avaliada de uma maneira especificada.

Ocorrência - acontecimento que afecte as condições normais de funcionamento de uma rede eléctrica.

Operador automático (OPA) - dispositivo electrónico programável destinado a executar automaticamente operações de ligação ou desligação de uma instalação ou a sua reposição em serviço na sequência de um disparo parcial ou total da instalação.

Operação - acção desencadeada localmente ou por telecomando que visa modificar o estado de um órgão ou sistema.

Perturbação (electromagnética) - fenómeno electromagnético susceptível de degradar o funcionamento de um dispositivo, de um aparelho ou de um sistema.

Ponto de entrega (PdE) - ponto (da rede) onde se faz a entrega de energia eléctrica à instalação do cliente ou a outra rede.

Nota. - Na rede de transporte o ponto de entrega é, normalmente, o barramento de uma subestação a partir do qual se alimenta a instalação do cliente. Podem também constituir pontos de entrega:

Os terminais dos secundários de transformadores de potência de ligação a uma instalação do cliente;

A fronteira de ligação de uma linha à instalação do cliente.

Ponto de ligação - ponto da rede electricamente identificável a que se liga uma carga, uma outra rede, um grupo gerador ou um conjunto de grupos geradores.

Ponto de interligação (de uma instalação eléctrica à rede) - nó de uma rede do Sistema Eléctrico de Serviço Público (SEPM) electricamente mais próximo do ponto de ligação de uma instalação eléctrica.

Ponto de medida - ponto da rede onde a energia ou a potência é medida.

Posto (de uma rede eléctrica) - parte de uma rede eléctrica, situada num mesmo local, englobando principalmente as extremidades de linhas de transporte ou de distribuição, aparelhagem eléctrica, edifícios e, eventualmente, transformadores.

Posto de transformação - posto destinado à transformação da corrente eléctrica por um ou mais transformadores estáticos cujo secundário é de baixa tensão.

Potência nominal - potência máxima que pode ser obtida em regime contínuo nas condições geralmente definidas na especificação do fabricante e em condições climáticas precisas.

Produtor - entidade responsável pela ligação à rede e pela exploração de um ou mais grupos geradores.

Ramal - canalização eléctrica, sem qualquer derivação, que parte do quadro de um posto de transformação ou de uma canalização principal e termina numa portinhola, quadro de colunas ou aparelho de corte de entrada de uma instalação de utilização.

Rede - conjunto de subestações, linhas, cabos e outros equipamentos eléctricos ligados entre si com vista a transportar a energia eléctrica produzida pelas centrais até aos consumidores.

Rede de distribuição - parte da rede utilizada para condução da energia eléctrica, dentro de uma zona de consumo, para o consumidor final.

Rede de transporte - parte da rede utilizada para o transporte da energia eléctrica, em geral e na maior parte dos casos, dos locais de produção para as zonas de distribuição e de consumo.

Severidade da tremulação - intensidade do desconforto provocado pela tremulação definida pelo método de medição UIE-CEI da tremulação e avaliada segundo os seguintes valores:

Severidade de curta duração (P(índice st)) medida num período de dez minutos;

Severidade de longa duração (P(índice lt)) calculada sobre uma sequência de 12 valores de P(índice st) relativos a um intervalo de duas horas, segundo a expressão:

(ver fórmula no documento original)

Sobretensão temporária à frequência industrial - sobretensão ocorrendo num dado local com uma duração relativamente longa.

Sobretensão transitória - sobretensão, oscilatória ou não, de curta duração, em geral fortemente amortecida e com uma duração máxima de alguns milisegundos.

Subestação - posto destinado a algum dos seguintes fins:

Transformação da corrente eléctrica por um ou mais transformadores estáticos, cujo secundário é de alta ou de média tensão;

Compensação do factor de potência por compensadores síncronos ou condensadores, em alta ou média tensão.

Tempo de interrupção equivalente (TIE) - quociente entre a energia não fornecida (ENF) num dado período e a potência média do diagrama de cargas nesse período, calculada a partir da energia total fornecida e não fornecida no mesmo período.

Tempo de interrupção equivalente da potência instalada (TIEPI) - quociente entre o somatório do produto da potência instalada nos postos de transformação de serviço público e particular pelo tempo de interrupção de fornecimento daqueles postos e o somatório das potências instaladas em todos os postos de transformação, de serviço público e particular, da rede de distribuição.

Tempo médio de reposição de serviço do sistema (SARI - System Average Restoration Index) - quociente da soma dos tempos de interrupção em todos os pontos de entrega, durante determinado período, pelo número total de interrupções de alimentação nos pontos de entrega nesse mesmo período.

Tensão de alimentação - valor eficaz da tensão entre fases presente num dado momento no ponto de entrega, medido num dado intervalo de tempo.

Tensão de alimentação declarada (Uc) - tensão nominal Un entre fases da rede, salvo se, por acordo entre o fornecedor e o cliente, a tensão de alimentação aplicada no ponto de entrega diferir da tensão nominal, caso em que essa tensão é a tensão de alimentação declarada Uc.

Tensão de referência deslizante (aplicável nas cavas de tensão) - valor eficaz da tensão num determinado ponto da rede eléctrica calculado de forma contínua num determinado intervalo de tempo, que representa o valor da tensão antes do início de uma cava, e é usado como tensão de referência para a determinação da amplitude ou profundidade da cava.

Nota. - O intervalo de tempo a considerar deve ser muito superior à duração da cava de tensão.

Tensão harmónica - tensão sinusoidal cuja frequência é um múltiplo inteiro da frequência fundamental da tensão de alimentação. As tensões harmónicas podem ser avaliadas:

Individualmente, segundo a sua amplitude relativa (U(índice h)) em relação à fundamental (U(índice 1)), em que h representa a ordem da harmónica;

Globalmente, ou seja, pelo valor da distorção harmónica total (DHT) calculado pela expressão seguinte:

(ver fórmula no documento original)

Tensão inter-harmónica - tensão sinusoidal cuja frequência está compreendida entre as frequências harmónicas, ou seja, cuja frequência não é um múltiplo inteiro da frequência fundamental.

Tensão nominal de uma rede (Un) - tensão entre fases que caracteriza uma rede e em relação à qual são referidas certas características de funcionamento.

Tremulação (flicker) - impressão de instabilidade da sensação visual provocada por um estímulo luminoso, cuja luminância ou repartição espectral flutua no tempo.

Utilizador da rede de transporte - produtor, distribuidor ou consumidor que está ligado fisicamente à rede de transporte ou que a utiliza por intermédio de terceiros para transporte e ou regulação de energia, ou ainda para apoio (reserva de potência).

Variação de tensão - aumento ou diminuição do valor eficaz da tensão provocados pela variação da carga total da rede ou de parte desta.

ANEXO N.º 2 — Normas complementares previstas no n.º 4 do artigo 58.º

1 - Procedimentos a observar no método de cálculo dos indicadores gerais:

1.1 - Introdução. - Neste capítulo definem-se os procedimentos a observar no cálculo dos indicadores gerais de continuidade de serviço, designadamente no que se refere à classificação e ao registo dos diferentes tipos de interrupções de fornecimento de energia eléctrica.

1.2 - Procedimentos de tratamento de informação sobre a continuidade de serviço:

1.2.1 - Recolha e registo de informação. - A entidade concessionária do transporte e distribuidor vinculado deve dispor de um sistema que, de acordo com as suas características específicas, permita efectuar o registo e o tratamento da informação necessária à caracterização da qualidade de serviço das suas redes.

As principais fontes de informação sobre interrupções de serviço são os centros de condução das redes e as comunicações dos clientes. Para os centros de condução convergem os dados associados às interrupções, de forma automática ou não, com origem nos sistemas de comando, controlo e registo das respectivas redes.

Para caracterizar uma interrupção de serviço deve ser recolhida informação que inclua, designadamente, a identificação da instalação onde teve origem, a data e a hora de início e de fim da interrupção e a respectiva causa. Para uma mais completa caracterização da interrupção, recomenda-se a recolha de dados complementares como a identificação dos elementos da rede e das fases afectadas e dados de caracterização do defeito e do comportamento dos sistemas de comando, controlo e protecção, quando aplicável.

A maioria das interrupções de serviço tem origem em incidentes nas redes. Entende-se por incidente qualquer acontecimento que, provocando a desconexão de elementos da rede, é susceptível de interromper o abastecimento ou a entrega de energia eléctrica a uma ou mais instalações de clientes. O incidente deverá ser identificado mediante um código alfanumérico que, de forma inequívoca, permita diferenciá-lo dos demais.

Considera-se que a instalação de um cliente é afectada quando se verifica uma interrupção no fornecimento ou na entrega de energia eléctrica. A instalação de um cliente está em serviço a partir da data em que exista uma relação contratual válida e em vigor, independentemente do seu consumo efectivo de energia eléctrica no momento da interrupção.

A informação anteriormente referida deverá ser registada e conservada durante um período mínimo de cinco anos, numa aplicação preferencialmente informática, de modo a facilitar a verificação de todo o processo de aquisição e tratamento dos dados. Aquela aplicação, passível de ser auditada por uma entidade independente, deverá garantir a confidencialidade, a integridade e a acessibilidade da informação.

1.2.2 - Classificação das interrupções e suas origens:

1.2.2.1 - Quadro geral de classificação. - Apresenta-se em seguida o quadro geral de classificação das interrupções. A entidade concessionária do transporte e distribuidor vinculado poderá recorrer a um maior detalhe classificativo se assim o entender como necessário:

(ver quadro no documento original)

1.2.2.2 - Origem das interrupções:

Produção - as interrupções do fornecimento ou da entrega de energia eléctrica com origem em centros produtores;

Transporte - as interrupções do fornecimento ou da entrega de energia eléctrica com origem na rede de transporte;

Distribuição - as interrupções do fornecimento ou da entrega de energia eléctrica com origem nas redes de distribuição.

Nota. - Considera-se que as interrupções em clientes têm sempre uma daquelas origens, ainda que tenham como causa uma avaria nas instalações de outro cliente com repercussão naqueles subsistemas.

1.2.2.3 - Tipos de interrupções:

Previstas (programadas) - as interrupções do fornecimento ou da entrega de energia eléctrica por acordo com os clientes, ou ainda por razões de serviço, razões de interesse público ou por facto imputável ao cliente em que os clientes são informados com a antecedência mínima fixada no Regulamento de Relações Comerciais para estes tipos de interrupções;

Acidentais (imprevistas) - as restantes interrupções do fornecimento ou da entrega de energia eléctrica.

1.2.2.4 - Causas das interrupções - caracterizadas no Regulamento de Relações Comerciais:

Acordo com o cliente;

Razões de serviço;

Razões de interesse público;

Razões de segurança;

Facto imputável ao cliente.

Causas fortuitas ou de força maior - consideram-se causas fortuitas ou de força maior as indicadas no n.º 4 do artigo 2.º do RQS.

Próprias - consideram-se interrupções próprias todas as não caracterizadas anteriormente. Estas causas podem ser desagregadas do seguinte modo:

Acção atmosférica - inclui as interrupções devidas a fenómenos atmosféricos, designadamente descargas atmosféricas indirectas, chuva, inundação, neve, gelo, granizo, nevoeiro, vento ou poluição, desde que não sejam passíveis de ser classificadas como causas de força maior;

Acção ambiental - inclui as interrupções provocadas, designadamente, por animais, arvoredo, movimentos de terras ou interferências de corpos estranhos, desde que não sejam passíveis de ser classificadas como causas de força maior;

Origem interna - inclui, designadamente, erros de projecto ou de montagem, falhas ou uso inadequado de equipamentos ou de materiais, actividades de manutenção, obras próprias ou erro humano;

Trabalhos inadiáveis - inclui as interrupções por razões de serviço visando a realização de trabalhos inadiáveis sem o cumprimento do disposto no Regulamento de Relações Comerciais;

Outras causas - inclui, designadamente, interrupções originadas em instalações de clientes;

Desconhecidas - interrupções com causa desconhecida.

1.3 - Indicadores gerais de continuidade de serviço:

1.3.1 - Critérios para a determinação da duração e número das interrupções. - Para efeitos de determinação dos indicadores gerais de continuidade de serviço são consideradas apenas as interrupções de longa duração (superior a três minutos).

Para a determinação da duração de uma interrupção de serviço num ponto de entrega (PdE) considera-se que:

O início da interrupção é o instante em que a tensão de alimentação nesse PdE desce abaixo de um determinado limiar (1% do valor da tensão declarada, U(índice c)) em pelo menos uma das fases;

O fim da interrupção é o instante em que a tensão de alimentação é reposta em todas as fases acima do mesmo limiar ou em que a alimentação dos consumos afectados é reposta a partir de outro PdE.

As interrupções acidentais são provocadas, na maioria dos casos, por incidentes com origem externa. Um incidente pode afectar diversas instalações e ser composto por uma sucessão de eventos de corte e tentativa de reposição do serviço (automática ou manual). Há nesses casos, portanto, uma relação eléctrica e temporal entre as várias interrupções associadas ao incidente.

Assim, considera-se um só incidente qualquer sucessão de eventos de corte e reposição de consumos correlacionados eléctrica e temporalmente, afectando um ou mais PdE, desde que não contenha qualquer período de continuidade do abastecimento de todos os pontos afectados com uma duração superior a dez minutos.

Para efeitos de contagem do número de interrupções, a considerar no cálculo dos indicadores gerais de continuidade de serviço, o incidente é a unidade básica ao agregar todas as interrupções eléctrica e temporalmente relacionadas.

A reposição do serviço, na sequência de uma interrupção do fornecimento ou da entrega de energia eléctrica num PdE da entidade concessionária do transporte e distribuidor vinculado que afecte vários clientes ou utilizadores finais, pode ser feita escalonadamente no tempo. Nesses casos determina-se uma duração equivalente da interrupção através da média ponderada dos tempos parciais de reposição.

1.3.2 - Cálculo dos indicadores gerais da rede de transporte. - Os indicadores gerais utilizados para determinar o desempenho da rede de transporte no que respeita à continuidade de serviço são os identificados e descritos nos números seguintes:

1.3.2.1 - ENF - energia não fornecida. - A cada interrupção no fornecimento ou entrega de energia eléctrica é possível associar uma estimativa de energia não fornecida. Esta estimativa é efectuada com base na potência cortada no início da interrupção e na duração da interrupção.

Uma interrupção num ponto de entrega da rede de transporte cessa quando a tensão é reposta nesse ponto, sem limitação de potência para a reposição dos consumos cortados. A esta fase corresponde uma primeira parcela de energia não fornecida.

Quando a reposição do serviço é feita escalonadamente no tempo e envolve a operação de múltiplos órgãos de corte a estimativa da energia não fornecida é feita através do somatório do produto dos vários escalões de potência de reposição pelas respectivas durações de interrupção.

Para interrupções de duração elevada (acima dos trinta minutos) considera-se, na estimativa da correspondente energia não fornecida, a evolução dos consumos no diagrama de cargas do PdE em condições normais de serviço de um dia de semana homólogo.

Em suma, o indicador ENF é obtido a partir do somatório dos valores estimados de energia não fornecida correspondentes a todas as interrupções em todos os PdE durante um determinado período (normalmente, um ano civil), de acordo com a seguinte expressão:

(ver fórmula no documento original)

1.3.2.2 - TIE - tempo de interrupção equivalente. - Indicador que representa o tempo de interrupção da potência média fornecida expectável (no caso de não ter havido interrupções) num determinado período (normalmente, um ano civil) e que é dado pela expressão:

TIE = ENF/Pme, em minutos

sendo:

P(índice me) = (EF + ENF)/T[megavátios-hora/minuto]

e:

ENF - energia não fornecida no período considerado, em megavátios-hora;

EF - energia fornecida no período considerado, em megavátios-hora;

Pme - potência média expectável, caso não se tivessem registado interrupções, em megavátios-hora/minuto;

T - duração do período considerado, em minutos.

1.3.2.3 - SAIFI - frequência média das interrupções do sistema. - Indicador que representa o número médio de interrupções verificadas nos pontos de entrega durante um determinado período (normalmente, um ano civil), dado por:

(ver fórmula no documento original)

1.3.2.4 - SAIDI - duração média das interrupções do sistema. - Indicador que representa a duração média das interrupções verificadas nos pontos de entrega durante um determinado período (normalmente um ano civil), dado por:

(ver fórmula no documento original)

1.3.2.5 - SARI - tempo médio de reposição de serviço do sistema. - Indicador que representa o tempo médio de reposição de serviço durante um determinado período (normalmente um ano civil), dado por:

(ver fórmula no documento original)

1.3.3 - Cálculo dos indicadores gerais das redes de distribuição. - Os indicadores gerais utilizados para determinar o desempenho das redes de distribuição no que respeita à continuidade de serviço são os identificados e descritos nos números seguintes:

1.3.3.1 - END - energia não distribuída. - Rede MT - indicador que representa o valor estimado da energia não distribuída, nos pontos de entrega, devido a interrupções de fornecimento, dado pela seguinte expressão:

END = (TIEPI x EF)/T[megavátios-hora]

em que:

TIEPI - tempo de interrupção equivalente da potência instalada, em minutos;

EF - energia fornecida à rede de MT do distribuidor vinculado no período considerado, em megavátios-hora;

T - período de tempo considerado, em minutos.

1.3.3.2 - TIEPI - tempo de interrupção equivalente da potência instalada. - Rede MT - indicador que representa o tempo de interrupção da potência instalada e que é dado pela seguinte expressão:

(ver fórmula no documento original)

1.3.3.3 - SAIFI - frequência média das interrupções do sistema:

Rede MT - indicador que representa o número médio de interrupções verificadas nos pontos de entrega (PTD ou PTC), durante um determinado período (normalmente um ano civil), dado por:

(ver fórmula no documento original)

Rede BT - indicador que representa o número médio de interrupções verificadas nos pontos de entrega (clientes BT), durante um determinado período (normalmente um ano civil), dado por:

(ver fórmula no documento original)

1.3.3.4 - SAIDI - tempo médio das interrupções do sistema:

Rede MT - indicador que representa a duração média das interrupções verificadas nos pontos de entrega (PTD e PTC) durante um determinado período (normalmente um ano civil), dado por:

(ver fórmula no documento original)

Rede BT - indicador que representa a duração média das interrupções verificadas nos pontos de entrega (clientes BT) durante um determinado período (normalmente um ano civil), dado por:

(ver fórmula no documento original)

2 - Procedimentos a observar no método de cálculo dos indicadores individuais:

2.1 - Introdução. - Neste capítulo definem-se os procedimentos a observar no cálculo dos indicadores individuais de continuidade de serviço.

2.2 - Procedimentos. - Para a determinação dos indicadores individuais de continuidade de serviço para os clientes alimentados pela rede de transporte ou pelas redes de distribuição aplicam-se os procedimentos descritos no n.º 1.2 relativos aos indicadores gerais de continuidade de serviço, no que diz respeito ao método de aquisição e tratamento da informação, assim como aos critérios de classificação das interrupções e suas causas.

2.3 - Indicadores individuais de continuidade de serviço:

2.3.1 - Critérios para o cálculo do número e da duração das interrupções. - Os critérios considerados no n.º 1.2.1 relativos ao número e à duração das interrupções nos pontos de entrega aplicam-se também no cálculo dos indicadores individuais. Há ainda a considerar os seguintes critérios adicionais:

Nos incidentes com origem na rede de baixa tensão são considerados todos os clientes ligados ao troço de rede afectado apenas quando se verifica a interrupção das três fases. Quando só uma ou duas fases são afectadas quantificam-se apenas as interrupções dos clientes que reclamarem;

Os incidentes ocorridos nas instalações dos clientes são considerados desde que tenham origem em avaria do equipamento de contagem ou de controlo de potência de propriedade do distribuidor vinculado.

2.3.2 - Cálculo dos indicadores. - Os indicadores individuais considerados são os seguintes:

FI - frequência de interrupções - este indicador representa o número total de interrupções acidentais longas num ponto de entrega num determinado período (normalmente, um ano civil) e é dado por:

FI(índice j) = NI(índice j)

em que:

NI(índice j) - número total de interrupções ocorridas no ponto de entrega j, durante o período considerado;

DI - Duração total das interrupções - este indicador representa a duração total das interrupções acidentais longas verificadas num ponto de entrega num determinado período (normalmente um ano civil), e é dado por:

(ver fórmula no documento original)

3 - Procedimentos a observar quando ocorram casos fortuitos ou de força maior:

3.1 - Introdução. - O n.º 3 do artigo 2.º do Regulamento da Qualidade de Serviço exclui do seu campo de aplicação as situações de incumprimento dos padrões de qualidade originadas por casos fortuitos ou de força maior, enumerados no n.º 4 do mesmo artigo.

Nestes termos, importa estabelecer os procedimentos que a entidade concessionária do transporte e distribuidor vinculado deve observar quando ocorram tais casos, de forma que toda a informação e documentação relevante seja adequadamente registada e tratada. Neste capítulo estabelecem-se os referidos procedimentos.

3.2 - Procedimentos:

3.2.1 - Normas para o registo de incidentes de natureza técnica. - A entidade concessionária do transporte e distribuidor vinculado deve observar os procedimentos descritos no capítulo 1.2.1 relativamente aos incidentes com origem em casos fortuitos ou de força maior.

Os incidentes nas redes de transporte e de distribuição só podem ser registados como tendo sido originados por casos fortuitos ou de força maior quando esteja claramente identificada, justificada e comprovada a sua origem.

Classificam-se como casos fortuitos ou de força maior as situações seguintes:

Vento de intensidade excepcional - incidente causado por tempestade com vento de intensidade superior à máxima prevista, para efeitos de projecto das instalações das redes eléctricas, nos regulamentos de segurança respectivos. Inclui a situação de vento em turbilhão - incidente causado por tempestade com vento de intensidade superior a 75 km/h e de direcção variada, provocada pelo embate do vento predominante, de direcção bem definida, nas montanhas de uma ilha;

Inundações imprevisíveis - incidente causado por inundações de carácter imprevisível sobre as redes eléctricas, quer sejam de índole natural ou derivadas da ruptura de canalizações de fluidos de entidades externas à entidade concessionária do transporte e distribuidor vinculado;

Descarga atmosférica directa - incidente causado por descarga atmosférica directa quando esta, comprovadamente, danificar material ou equipamento das instalações;

Incêndio - incidente causado por incêndio cuja origem seja exterior à rede eléctrica;

Terramoto - incidente causado por terramotos com acção directa sobre as redes eléctricas;

Greve geral - situação em que a Região Autónoma se encontra paralisada por uma greve geral;

Alteração da ordem pública - situação que contempla os casos em que a alteração de ordem pública, local ou regional, afecta a actividade da empresa; por exemplo, manifestação que afecte o acesso a instalações para a reposição do serviço;

Sabotagem - incidente causado por um acto humano, voluntário e consciente, nas infra-estruturas da rede eléctrica, com vista a causar um incidente;

Malfeitoria - incidente causado por vandalismo imputável a acções humanas voluntariamente danosas; por exemplo, furto de equipamentos ou materiais das instalações;

Intervenção de terceiros - incidente causado, designadamente, por:

Escavações ou movimentações de terras voluntárias de qualquer tipo realizadas por terceiros que afectem directamente a rede;

Embate de veículos sobre equipamentos das instalações da rede;

Trabalhos da responsabilidade de entidades não contratadas pela entidade concessionária do transporte e distribuidor vinculado, que afectem acidentalmente as instalações da rede;

Queda de árvores sobre a rede, no decurso de trabalhos de abate;

Outras causas fortuitas ou de força maior - outras causas que reúnam simultaneamente condições de exterioridade, imprevisibilidade e irresistibilidade; por exemplo, movimentos de terras na sequência de fenómenos naturais, acção de aves ou outros animais, etc.

O registo referido deve ser suportado por documentação, a manter em arquivo pela entidade concessionária do transporte e distribuidor vinculado, a qual deverá estar acessível para consulta pela DRCIE e pela ERSE, bem como por auditores externos no âmbito de auditorias previstas no artigo 52.º

3.2.2 - Normas para o registo de situações de natureza comercial. - Para situações de incumprimento de padrões, gerais ou individuais, de qualidade de serviço de natureza comercial, com fundamento em casos fortuitos ou de força maior, são adoptados, com as necessárias adaptações, os procedimentos constantes do n.º 3.2.1.

3.2.3 - Informação a fornecer pela entidade concessionária do transporte e distribuidor vinculado. - Para dar cumprimento ao n.º 3 do artigo 13.º do RQS, a entidade concessionária do transporte e distribuidor vinculado remeterá à ERSE, no prazo máximo de 20 dias úteis após a data da ocorrência da interrupção do fornecimento, um relatório com as informações seguintes:

Causa da interrupção do fornecimento e sua fundamentação;

Número de clientes afectados;

Zonas afectadas;

Energia não distribuída;

Tempos de reposição de serviço.

Para dar cumprimento ao n.º 2 do artigo 49.º do RQS, a entidade concessionária do transporte e distribuidor vinculado remeterá à ERSE, trimestralmente, no prazo de 45 dias após o final do mesmo, a seguinte informação:

Número de interrupções do fornecimento de energia com origem em caso fortuito ou de força maior, classificadas de acordo com as presentes normas complementares, discriminando as causas e as redes onde tiveram origem;

Número de compensações de natureza comercial não pagas com fundamento em caso fortuito ou de força maior, discriminando os padrões individuais, os fundamentos, as zonas e os períodos afectados.

4 - Características da onda de tensão de alimentação no ponto de entrega a clientes em AT:

4.1 - Introdução. - Neste capítulo estabelecem-se as características da onda de tensão de alimentação a respeitar no ponto de entrega ao cliente, em AT, em condições normais de exploração, nomeadamente no referente a:

Frequência;

Variações da tensão de alimentação;

Tremulação (flicker);

Distorção harmónica;

Desequilíbrio do sistema trifásico de tensões;

Cavas de tensão.

4.2 - Referências. - A presente norma complementar baseia-se nos seguintes documentos principais:

NP EN 50 160 - características da tensão fornecida pelas redes de distribuição pública de energia eléctrica;

CEI/TR3 61000-3-6 (1996-10) - «Electromagnetic compatibility (EMC) - Part 3: Limits - Section 6: Assessment of emission limits for distorting loads in MV and HV power systems»;

CEI/TR3 61000-3-7 - «Electromagnetic compatibility (EMC) - Part 3: Limits - Section 7: Assessment of emission limits for fluctuating loads in MV and HV power systems - Basic EMC publication»;

CEI 61000-2-8 TR3 Ed. 1.0 - «Voltage dips and short interruptions on public electric power supply system with statistical measurement results» - IEC 77A/329/CD;

CEI 61000-4-30 Ed. 1.0 - «Electromagnetic compatibility (EMC) - Part 4-30: Testing and measurement techniques - Power quality measurement methods» (77A/356/CDV).

4.3 - Características da onda de tensão em AT:

4.3.1 - Frequência. - Para a frequência aplica-se o disposto na NP EN 50 160. Isto significa que, em condições normais de exploração, o valor médio da frequência fundamental (50 Hz), medido em intervalos de dez segundos, deve estar compreendido entre os seguintes valores:

49 Hz e 51 Hz (-2% e +2% de 50 Hz), durante 95% do tempo de medição de uma semana;

42,5 Hz e 57,5 Hz (-15% e +15% de 50 Hz), durante 100% do tempo de medição de uma semana.

4.3.2 - Variação da tensão de alimentação. - A tensão nominal (U(índice n)) da rede de transporte em AT, explorada pela entidade concessionária do transporte e distribuidor vinculado é de 60 kV.

A tensão declarada (U(índice c)) é fixada por ponto de entrega, no intervalo Un (mais ou menos)7%. Os valores da tensão declarada nos pontos de entrega são acordados entre a entidade concessionária do transporte e distribuidor vinculado e o cliente em AT, com revisão periódica anual ou sempre que aquelas entidades o considerem necessário.

Em condições normais de exploração, não considerando as interrupções de alimentação, 95% dos valores eficazes médios de dez minutos da tensão de alimentação deve estar compreendida no intervalo Uc (mais ou menos)5%, sem ultrapassar a tensão máxima da rede, por cada período de medição de uma semana.

4.3.3 - Tremulação (flicker). - Os índices de severidade da tremulação (P(índice st) e P(índice it)) devem ser inferiores, com probabilidade de 95% por cada período de medição de uma semana, aos níveis de referência indicados na tabela seguinte:

Níveis de referência

(ver tabela no documento original)

Para a avaliação destes índices de severidade devem ser excluídas as situações associadas à reposição de serviço do sistema produtor.

4.3.4 - Distorção harmónica. - Em condições normais de exploração, 95% dos valores eficazes médios de dez minutos de cada tensão harmónica não devem exceder os níveis de referência a seguir indicados por cada período de medição de uma semana:

Níveis de referência

(ver quadro no documento original)

A distorção harmónica total (DHT em percentagem), calculada de acordo com a NP EN 50 160, não deverá ser superior a 8% para as redes AT.

4.3.5 - Desequilíbrio do sistema trifásico de tensões. - Em condições normais de exploração, nas redes de AT, para cada período de uma semana, 95% dos valores eficazes médios de dez minutos da componente inversa das tensões não devem ultrapassar 2% da correspondente componente directa.

4.3.6 - Cavas da tensão de alimentação. - Para caracterização de uma cava utilizar-se-á um dos seguintes critérios:

O início ocorre quando, num determinado ponto da rede, o valor eficaz da tensão de uma ou mais fases cai repentinamente para um valor situado entre 90% e 1% da tensão declarada U(índice c) e termina quando a tensão retoma um valor acima de 90% de U(índice c) acrescido de um valor de histerese (v. figura seguinte):

(ver figura no documento original)

O início ocorre quando, num determinado ponto da rede, o valor eficaz da tensão de uma ou mais fases cai repentinamente para um valor situado entre 90% e 1% da tensão de referência deslizante U(índice rd) (valor eficaz da tensão existente imediatamente antes do início da cava) e termina quando a tensão retoma um valor acima dos 90% dessa tensão de referência acrescida de um valor de histerese. Esta metodologia é recomendada como preferencial no relatório técnico CEI 61000-2-8 para AT (v. figura seguinte):

(ver figura no documento original)

As causas usuais das cavas de tensão são os curto-circuitos que ocorrem nas redes de energia eléctrica ou nas instalações dos clientes. Estas quedas de tensão propagam-se pelas redes, sendo a sua amplitude tanto maior quanto maior for a proximidade ao defeito.

A duração das cavas de tensão corresponde, normalmente, ao tempo de eliminação do defeito. Este tempo, impossível de anular, varia em função da tecnologia dos equipamentos, da potência de curto-circuito e da coordenação dos sistemas de protecção e constitui, assim, uma característica de cada rede.

Não existem de momento recomendações internacionais para os valores de referência a adoptar, definitivos ou mesmo indicativos, para a frequência de ocorrência de cavas e respectiva duração em AT.

Agregação de medidas - as cavas de tensão que ocorram simultaneamente em mais do que uma fase serão contabilizadas como um único evento (cava equivalente). A esta cava equivalente corresponde a amplitude da cava mais profunda ((Delta)U(índice max)) e uma duração equivalente ((Delta)T(índice eq)) dada pela seguinte expressão:

(ver fórmula no documento original)

Agregação de eventos - para fins estatísticos e tendo em conta os potenciais efeitos das cavas de tensão nas instalações de utilização de energia eléctrica, poderá proceder-se à agregação das cavas que ocorram num determinado intervalo de tempo (período de agregação) num ponto da rede. Nesse caso, apenas será contabilizado o evento de maior severidade (medida pelo produto (Delta)U x (Delta)T) ocorrido nesse intervalo de tempo. Para efeitos de divulgação a entidades interessadas recomenda-se a adopção de períodos de agregação temporal de um ou dez minutos, com a apresentação dos resultados em conformidade com o seguinte quadro resumo (de acordo com a CEI 61000-2-8):

Nota. - Na col. 1.ª é referenciada a duração mínima de uma cava (0,01") correspondente ao tempo de um semiciclo da onda de tensão (50 Hz).

(ver quadro no documento original)

Com a apresentação dos resultados deverá ser indicado o período de medição, o período de agregação (se utilizado) e, no caso do período de medição ser superior a um ano, se os valores apresentados se referem a valores totais, máximos, médios ou correspondem a 95% de probabilidade de ocorrência.

4.3.7 - Medição das características da tensão. - A medição das características da onda de tensão deve ser realizada nos pontos de entrega ou nos pontos de interligação (ou ainda, no caso de impossibilidade, no barramento da subestação de alimentação) de acordo com a metodologia prevista no relatório técnico CEI 61000-4-30.

As ligações eléctricas disponíveis determinarão se as medições serão efectuadas a partir das tensões compostas (entre fases) ou das tensões simples (fase-neutro).

5 - Metodologia de cálculo de limites máximos das perturbações emitidas para a rede por instalações fisicamente ligadas às redes do SEPM:

5.1 - Introdução. - Este capítulo define a metodologia para o estabelecimento de valores limite de emissão, pelas instalações eléctricas fisicamente ligadas às redes do SEPM, das seguintes perturbações na tensão:

Tremulação (flicker);

Distorção harmónica;

Desequilíbrio do sistema trifásico de tensões.

Com esta metodologia pretende-se limitar a injecção de perturbações na onda de tensão das redes de transporte e de distribuição de energia eléctrica pelas instalações de clientes ou de produtores do SEIM fisicamente ligadas àquelas redes por forma a garantir-se o cumprimento dos níveis de referência das características da tensão em AT indicados nestas normas complementares e dos níveis de compatibilidade electromagnética (CEM) indicados na NP EN 50 160, para as redes de MT.

Para garantir a observância dos níveis de referência e de CEM, a entidade concessionária do transporte e distribuidor vinculado fixa níveis de planeamento para cada uma das perturbações, os quais são sujeitos a aprovação pela DRCIE.

5.2 - Referências normativas. - A presente norma complementar baseia-se nos seguintes documentos principais:

CEI/TR3 61000-3-6 (1996-10) - «Electromagnetic compatibility (EMC) - Part 3: Limits - Section 6: Assessment of emission limits for distorting loads in MV and HV power systems»;

CEI/TR3 61000-3-7 - «Electromagnetic compatibility (EMC) - Part 3: Limits - Section 7: Assessment of emission limits for fluctuating loads in MV and HV power systems - Basic EMC publication».

A Comissão Electrotécnica Internacional (CEI) propõe uma metodologia de repartição das quotas disponíveis nos pontos de interligação para emissão de perturbações na tensão pelas instalações ligadas à rede assente num critério de proporcionalidade relativa às potências contratadas, a qual é também a base dos critérios estabelecidos nestas normas complementares.

As potências representativas das capacidades de absorção de flicker, harmónicas e desequilíbrio na tensão por parte das redes, estabelecidas com base numa percentagem da potência de curto-circuito mínima nos pontos de interligação, são determinadas tendo em conta previsões reais de longo prazo das potências aparentes contratadas e a contratar por instalações eléctricas de clientes e de produtores do SEIM. Consequentemente, estes valores deverão ser revistos periodicamente, por forma a poderem ser ajustados em função da evolução das redes eléctricas.

A proposta dos valores concretos admitidos pelas redes para a emissão de flicker, distorção harmónica e desequilíbrio no sistema trifásico de tensões por parte de um cliente ou de um produtor do SEIM deverá ser acompanhada de uma memória descritiva e justificativa dos valores obtidos, sempre que a entidade responsável pela instalação a ligar o requeira.

5.3 - Tremulação (flicker):

5.3.1 - Valores limite de emissão de flicker para instalações ligadas às redes a pontos de interligação de alta tensão (AT):

5.3.1.1 - Potência requisitada ou potência contratada inferior a 0,1% da potência de curto-circuito S(índice cc) mínima no ponto de interligação. - Poderá ser aceite a ligação de uma instalação à rede, sem se fazer qualquer consideração quanto a valores limite de emissão de flicker, no caso em que:

S(índice AT(índice i))/S(índice cc(índice AT)) (igual ou menor que) 0,1%

sendo:

S(índice AT(índice i)) - potência aparente requisitada ou contratada pela instalação i que se pretende ligar ao ponto de interligação AT (MVA);

S(índice cc(índice AT)) - potência de curto-circuito mínima no ponto de interligação AT (MVA).

5.3.1.2 - Potência requisitada ou potência contratada superior a 0,1% da potência de curto-circuito S(índice cc) mínima no ponto de interligação. - Nos casos em que a potência requisitada ou contratada pelas instalações seja superior a 0,1% da potência de curto-circuito mínima no ponto de interligação, a emissão de flicker de curta e longa duração não poderá exceder os valores obtidos a partir das expressões seguintes:

(ver fórmulas no documento original)

5.3.2 - Valores limite de emissão de flicker para instalações ligadas às redes a pontos de interligação de média tensão (MT):

5.3.2.1 - Etapa 1 - avaliação simplificada. - A ligação poderá ser aceite nesta etapa, sempre que a frequência «r» (1/min.) das variações de potência «dS» (MVA), impostas pela instalação, em percentagem da potência de curto-circuito mínima «Scc(índice min)» (MVA) no ponto de interligação, se situe dentro dos intervalos indicados na tabela seguinte:

IEC 61000-3-7: Tabela 4

(ver tabela no documento original)

5.3.2.2 - Etapa 2 - limites de emissão proporcionais à potência contratada. - No caso da não verificação da etapa anterior, os níveis de emissão para o flicker de curta e longa duração deverão ser inferiores aos limites assim obtidos:

(ver fórmulas no documento original)

Nas ilhas onde apenas existirem redes de média tensão o coeficiente de transferência do flicker de curta duração (P(índice st)) da AT para a MT (T(índice P(índice stAM))) assumirá o valor zero.

5.4 - Distorção harmónica:

5.4.1 - Valores limite de emissão de harmónicas para instalações ligadas às redes a pontos de interligação de alta tensão (AT):

5.4.1.1 - Potência requisitada ou contratada inferior a 0,1% da potência de curto-circuito S(índice cc) mínima no ponto de interligação. - Poderá ser aceite a ligação de uma instalação à rede, sem se fazer qualquer consideração quanto a valores limite de emissão de harmónicas, no caso em que:

S(índice AT(índice i))/S(índice cc(índice AT)) (igual ou menor que) 0,1%

sendo:

S(índice AT(índice i)) - potência aparente requisitada ou contratada pela instalação i que se pretende ligar ao ponto de interligação AT (MVA);

S(índice cc(índice AT)) - potência de curto-circuito mínima no ponto de interligação AT (MVA).

5.4.1.2 - Potência requisitada ou contratada superior a 0,1% da potência de curto-circuito S(índice cc) mínima no ponto de interligação. - No caso em que a potência requisitada ou contratada pela instalação seja superior a 0,1% da potência de curto-circuito mínima no ponto de interligação, a emissão de harmónicas não poderá exceder os valores obtidos a partir das expressões seguintes:

(ver fórmulas no documento original)

5.4.2 - Valores limite de emissão de harmónicas para instalações ligadas às redes a pontos de interligação de média tensão (MT):

5.4.2.1 - Etapa 1 - avaliação simplificada. - Qualquer carga não linear poderá ser ligada dentro da instalação caso seja satisfeita a condição:

S(índice MT(índice i))/S(índice CC(índice MT)) (igual ou menor que) 0,1%

sendo:

S(índice MT(índice i)) - a potência contratada pela instalação i, (MVA);

S(índice cc(índice MT)) - a potência de curto-circuito mínima no ponto de interligação (MVA).

Caso contrário, há que determinar a potência de distorção equivalente da instalação i, SDwi (MVA), obtida pela soma ponderada das potências das j cargas não lineares instaladas SDwj (MVA), afectadas do respectivo coeficiente de ponderação w(índice j):

(ver fórmula no documento original)

O critério de aceitação da ligação passa então a ser:

S(índice Dw(índice i))/S(índice cc(índice MT)) (igual ou menor que) 0,1%

Em alternativa, é possível garantir condições de ligação equivalentes, estabelecendo limites adequados para as correntes harmónicas individuais, em percentagem do valor eficaz da corrente nominal da instalação à frequência fundamental, de acordo com a tabela seguinte:

IEC 61000-3-6: Tabela 7

(ver tabela no documento original)

Excepções:

Para instalações com potências contratadas Si (maior que) 2 MVA ou em que Si/Scc (maior que) 2%, dever-se-á passar à etapa 2;

A metodologia proposta na etapa 1 também não é aplicável quando a instalação estiver equipada com baterias de condensadores para correcção do factor de potência ou filtros harmónicos, pelo que nestes casos dever-se-à passar à etapa 2.

5.4.2.2 - Etapa 2 - determinação de limites de emissão em função das características da rede. - O limite de emissão de corrente harmónica de ordem h da instalação i, E(índice I(índice h(índice i))) (A), é dado por:

E(índice I(índice h(índice i))) (igual ou menor que) E(índice U(índice h(índice i)))/Z(índice h)

em que:

Zh - impedância harmónica de ordem h vista do ponto de interligação (Ómega);

E(índice U(índice h(índice i))) - limite individual de emissão de tensão harmónica de ordem h da instalação i (V), dado por:

(ver fórmula no documento original)

Em termos de distorsão harmónica total, a instalação i deverá respeitar o seguinte limite de emissão harmónica total, DHT(índice u(índice i)), dado por:

DHT(índice u(índice i)) (igual ou menor que) L(índice DHT(índice MT)) x S(índice i)/S(índice MT)

em que:

L(índice DHT(índice MT)) - nível de planeamento da distorção harmónica total no ponto de interligação MT.

Nas ilhas onde apenas existirem redes de média tensão, o coeficiente de transferência harmónica de ordem h da AT para a MT (T(índice h(índice AM))) assumirá o valor zero.

5.5 - Desequilíbrio no sistema trifásico de tensões:

5.5.1 - Valores limite de desequilíbrio para instalações ligadas às redes a pontos de interligação de alta tensão (AT):

5.5.1.1 - Potência requisitada ou contratada inferior a 0,1% da potência de curto-circuito S(índice cc) mínima no ponto de interligação. - Poderá ser aceite a ligação de uma instalação à rede, sem se fazer qualquer consideração quanto a valores limite de desequilíbrio, no caso em que:

S(índice AT(índice i))/S(índice cc(índice AT)) (igual ou menor que) 0,1%

sendo:

S(índice AT(índice i)) - potência aparente requisitada ou contratada pela instalação i que se pretende ligar ao ponto de interligação AT (MVA);

S(índice cc(índice AT)) - potência de curto-circuito mínima no ponto de interligação AT (MVA).

5.5.1.2 - Potência requisitada ou potência contratada superior a 0,1% da potência de curto-circuito S(índice cc) mínima no ponto de interligação. - Nos casos em que a potência requisitada ou contratada pela instalação seja superior a 0,1% da potência de curto-circuito mínima no ponto de interligação, os valores de tensão e corrente inversa emitidos não poderão exceder os valores obtidos a partir das expressões seguintes:

E(índice I(índice i(índice i))) (igual ou menor que) U(índice i(índice AT)) x U(índice d) x S(índice AT(índice i))/S(índice AT)

E(índice u(índice i(índice i))) (igual ou menor que) (U(índice i(índice AT)) x U(índice d)/Z(índice i(índice AT))) x S(índice AT(índice i))/S(índice AT)

em que:

E(índice U(índice i(índice i))) - limite de emissão de tensão inversa para a instalação i (V);

E(índice I(índice i(índice i))) - limite de emissão de corrente inversa para a instalação i (A);

U(índice i(índice AT)) - nível de planeamento do desequilíbrio na tensão nos pontos de interligação AT;

U(índice d) - valor eficaz da tensão simples do sistema directo de tensões (V);

Z(índice i(índice AT)) - impedância inversa da rede a montante (Ómega);

S(índice AT(índice i)) - potência aparente requisitada ou contratada pela instalação i que se pretende ligar ao ponto de interligação AT (MVA);

S(índice AT) - fracção da potência total instalada na subestação, ponto de ligação comum, destinada a utilizadores AT (MVA), no dia de ponta máxima da subestação.

5.5.2 - Valores limite de desequilíbrio para instalações ligadas às redes a pontos de interligação de média tensão (MT):

5.5.2.1 - Potência requisitada ou contratada inferior a 0,1% da potência de curto-circuito S(índice cc) mínima no ponto de interligação. - Poderá ser aceite a ligação de uma instalação à rede, sem se fazer qualquer consideração quanto a valores limite de desequilíbrio, no caso em que:

S(índice MT(índice i))/S(índice cc(índice MT)) (igual ou menor que) 0,1%

em que:

S(índice MT(índice i)) - potência aparente requisitada ou contratada pela instalação i que se pretende ligar ao ponto de interligação MT (MVA);

S(índice cc(índice MT)) - potência de curto-circuito mínima no ponto de interligação MT (MVA).

5.5.2.2 - Potência requisitada ou contratada superior a 0,1% da potência de curto-circuito S(índice cc) mínima no ponto de interligação. - No caso em que a potência contratada pela instalação seja superior a 0,1% da potência de curto-circuito mínima no ponto de interligação, os valores de tensão e corrente inversa emitidos não poderão exceder os valores obtidos a partir das expressões seguintes:

E(índice U(índice i(índice i))) (igual ou menor que) U(índice i(índice MT)) x U(índice d) x S(índice MT(índice i))/S(índice MT)

E(índice I(índice i(índice i))) (igual ou menor que) (U(índice i(índice MT)) x U(índice d)/Z(índice i(índice MT))) x S(índice MT(índice i))/S(índice MT)

em que:

E(índice U(índice ii)) - limite de emissão de tensão inversa para a instalação i (V);

E(índice I(índice ii)) - limite de emissão de corrente inversa para a instalação i (A);

U(índice i(índice MT)) - nível de planeamento do desequilíbrio na tensão nos pontos de interligação MT;

U(índice d) - valor eficaz da tensão simples do sistema directo de tensões (V);

Z(índice i(índice MT)) - impedância inversa da rede a montante, vista do ponto de interligação (Ómega);

S(índice MT(índice i)) - potência aparente requisitada ou contratada pela instalação i que se pretende ligar ao ponto de interligação MT (MVA);

S(índice MT) - capacidade máxima do sistema (potência nominal do transformador AT/MT ou MT/MT de alimentação do ponto de interligação) (MVA).

6 - Procedimentos a observar na realização das medições complementares ao plano de monitorização na sequência de reclamações dos clientes:

6.1 - Introdução. - Este capítulo estabelece os procedimentos a observar na realização das medições complementares que se venham a revelar necessárias para a verificação do cumprimento dos padrões da qualidade de natureza técnica da onda de tensão, aquando da reclamação de clientes.

6.2 - Referências. - Nas medições da qualidade da onda de tensão a efectuar pela entidade concessionária do transporte e distribuidor vinculado, na sequência de reclamações dos seus clientes, serão observados os requisitos estipulados nos documentos oficiais em vigor, nomeadamente a NP EN 50 160 - características da tensão fornecida pelas redes de distribuição pública de energia eléctrica e o Regulamento da Qualidade de Serviço.

6.3 - Procedimentos. - Sempre que surjam reclamações dos clientes relativas à qualidade da onda de tensão, e caso se julgue necessário, deverão efectuar-se as medições complementares às previstas no plano anual de monitorização, de acordo com os procedimentos descritos em seguida.

Ao apresentar uma reclamação o cliente deverá fornecer à entidade concessionária do transporte e distribuidor vinculado toda a informação considerada relevante, de acordo com o n.º 1 do artigo 43.º do RQS, incluindo, designadamente, a caracterização das perturbações sentidas e a indicação da data, da hora e da duração das ocorrências e dos equipamentos mais sensíveis às perturbações. Para o efeito, a entidade concessionária do transporte e distribuidor vinculado poderá disponibilizar ao reclamante uma ficha apropriada ao registo das perturbações.

Uma vez recebida a reclamação, a entidade concessionária do transporte e distribuidor vinculado procederá à sua análise preliminar e solicitará dados complementares, se necessário. Sempre que a entidade concessionária do transporte e distribuidor vinculado concluir que é preciso realizar uma monitorização da qualidade da onda de tensão, deve o reclamante, para o efeito, garantir as condições adequadas quer do ponto de vista técnico quer no que respeita às condições de segurança de pessoas e equipamentos.

A entidade concessionária do transporte e distribuidor vinculado deverá informar o cliente dos prazos previstos para a realização do plano de monitorização, da análise dos dados e da elaboração do relatório.

Se, após a monitorização vier a concluir-se que os requisitos mínimos de qualidade técnica da onda de tensão são observados, ou não o são por razões imputáveis ao reclamante, a entidade reclamada poderá exigir ao reclamante o reembolso dos custos da referida monitorização, conforme mencionado no n.º 10 do artigo 7.º do RQS.

Sempre que tenha sido realizada uma monitorização complementar, a entidade concessionária do transporte e distribuidor vinculado deverá juntar uma cópia do respectivo relatório à resposta a enviar ao cliente.

7 - Cálculo dos indicadores gerais do relacionamento comercial:

7.1 - Introdução. - Este capítulo estabelece os procedimentos a observar no cálculo dos indicadores gerais de qualidade do relacionamento comercial.

7.2 - Âmbito e periodicidade. - O cálculo destes indicadores, nos casos aplicáveis, deve considerar o relacionamento da entidade concessionária do transporte e distribuidor vinculado quer com os clientes do SEPM quer com os clientes não vinculados fisicamente ligados às redes do SEPM.

Os indicadores são calculados, para cada ano civil, pela entidade concessionária do transporte e distribuidor vinculado.

7.3 - Cálculo. - Excluem-se dos tempos considerados para efeitos de cálculo dos indicadores os períodos de tempo em que a realização dos serviços solicitados à entidade concessionária do transporte e distribuidor vinculado esteja dependente da actuação do cliente ou de terceiros, nomeadamente de autorização de entidade administrativa competente.

7.3.1 - Satisfação das requisições para fornecimento em baixa tensão. - O cálculo do indicador relativo à satisfação das requisições para fornecimento de energia eléctrica em baixa tensão deve considerar unicamente os tempos que decorrem desde a data em que a requisição dá entrada na concessionária do transporte e distribuidor vinculado e a conclusão por parte desta dos procedimentos que permitam a celebração do contrato por parte do requisitante.

7.3.2 - Ligações à rede -no cálculo do indicador relativo à ligação à rede de instalações de utilização alimentadas em baixa tensão, na sequência da celebração de contrato de fornecimento de energia eléctrica, não são considerados os casos em que:

O cliente solicite uma data posterior;

Se verifiquem situações de simples mudança do nome do titular do contrato de fornecimento, sem necessidade de interrupção;

A ligação não é executada na data acordada, por facto imputável ao cliente.

7.3.3 - Atendimento:

O indicador relativo ao tempo de espera nos centros de atendimento deve ser calculado para cada um dos três centros de atendimento com maior número de utentes, sendo calculado pelo tempo que medeia entre o instante de retirada da senha, que atribui o número de ordem do atendimento, e o seu início;

O tempo de espera no atendimento telefónico centralizado deve ser calculado tendo em conta o tempo que vai entre o primeiro sinal de chamada e o instante em que a chamada é atendida.

7.3.4 - Reposição de serviço - o indicador relativo à reposição de serviço na sequência de interrupções de fornecimento acidentais deve excluir, no cálculo, as interrupções breves e ter em atenção o indicado no n.º 3.2.2.

7.3.5 - Reclamações - o indicador relativo à apreciação de reclamações deve considerar, no cálculo, todas as reclamações apresentadas, quer de natureza comercial, quer de natureza técnica.

7.3.6 - Leitura:

O indicador relativo à leitura do contador deve considerar, no cálculo, conjuntamente, as leituras efectuadas pela entidade concessionária do transporte e distribuidor vinculado e pelo cliente, incluindo somente os clientes de baixa tensão com uma potência contratada inferior ou igual a 41,4 kVA.

Não são consideradas para efeito de cálculo do indicador relativo à leitura do contador as situações de segunda habitação, em que o contador não se encontra disponível à entidade concessionária do transporte e distribuidor vinculado.