Submódulo 25.5 Indicadores de segurança elétrica Rev. Nº. 0.0 1.0 1.1 Motivo da revisão Atendimento à Resolução Normativa ANEEL nº 115, de 29 de novembro de 2004. Versão decorrente da Audiência Pública nº 061/2008, submetida para aprovação em caráter definitivo pela ANEEL. Atendimento à Resolução Normativa ANEEL nº 395/09, de 15 de dezembro de 2009 Data de aprovação pelo ONS 03/09/2008 17/06/2009 18/06/2010 Data e instrumento de aprovação pela ANEEL 17/10/2008 Resolução Autorizativa nº 1601/08 05/08/2009 Resolução Normativa nº 372/09 15/09/2010 Despacho SRT/ANEEL nº 2744/10 Endereço na Internet: http://www.ons.org.br
1 INTRODUÇÃO... 3 2 OBJETIVO... 3 3 ALTERAÇÕES DESTA REVISÃO... 4 4 RESPONSABILIDADES... 4 4.1 DO OPERADOR NACIONAL DO SISTEMA ELÉTRICO ONS... 4 5 INDICADORES DE CONFIABILIDADE DA REDE BÁSICA... 4 5.1 CONTROLE DE CARREGAMENTO DE TRANSFORMADORES CCAT... 4 5.2 CONTROLE DE CARREGAMENTO DE LINHAS DE TRANSMISSÃO CCAL... 5 5.3 ROBUSTEZ DA MALHA SISTÊMICA RMAL... 6 5.4 ROBUSTEZ DA MALHA SISTÊMICA PARA CONTINGÊNCIAS SIMPLES RMCS... 6 5.5 ROBUSTEZ DO SISTEMA RSIN... 7 5.6 ROBUSTEZ DO SISTEMA PARA CONTINGÊNCIAS SIMPLES RSCS... 8 5.7 ATENDIMENTO AOS LIMITES SISTÊMICOS ATLS... 8 5.8 CARGA INTERROMPIDA POR PERTURBAÇÃO CIPER... 9 5.9 SEVERIDADE DAS PERTURBAÇÕES SM... 10 5.10 FREQÜÊNCIA EQUIVALENTE DE INTERRUPÇÃO DE CARGA FREQ... 11 5.11 DURAÇÃO EQUIVALENTE DE INTERRUPÇÃO DE CARGA DREQ... 12 5.12 CONTROLE DE CARREGAMENTO POR SISTEMAS ESPECIAIS DE PROTEÇÃO COSEP... 12 6 INDICADORES DE CONTINUIDADE DOS PONTOS DE CONTROLE... 13 6.1 DURAÇÃO DA INTERRUPÇÃO DO PONTO DE CONTROLE DIPC... 13 6.2 DURAÇÃO MÁXIMA DA INTERRUPÇÃO DO PONTO DE CONTROLE DMIPC... 14 6.3 FREQÜÊNCIA DA INTERRUPÇÃO DO PONTO DE CONTROLE FIPC... 15 Endereço na Internet: http://www.ons.org.br Página 2/16
1 INTRODUÇÃO 1.1 Este submódulo estabelece a definição e a formulação dos indicadores de desempenho relacionados à segurança elétrica do Sistema Interligado Nacional SIN. Estabelece também os dados utilizados, a agregação dos indicadores, o meio de divulgação e a periodicidade desses indicadores. 1.2 Este submódulo abrange a rede básica e as usinas programadas e despachadas centralizadamente. As causas das perturbações podem ser de origem interna ou externa à rede básica. 1.3 Os agentes de geração considerados neste submódulo são aqueles detentores, por concessão ou autorização, de usinas classificadas nas modalidades de operação como Tipo I Programação e despacho centralizados, conforme critérios e sistemática estabelecidos no Módulo 26 Modalidade de operação de usinas. 1.4 Os indicadores de segurança elétrica estão agrupados por afinidade em dois blocos: indicadores de confiabilidade da rede básica e indicadores de continuidade de serviço dos pontos de controle. Esses agrupamentos visam a ressaltar o enfoque de cada grupo de indicadores para permitir uma visão geral do desempenho da rede básica e de suas condições de fronteira. 1.5 A malha sistêmica corresponde à rede básica, com exceção das linhas de transmissão (LT) e transformadores que se configuram como única fonte de suprimento de determinadas cargas radiais ou derivações. 1.6 O módulo e o submódulo aqui mencionados são: (a) Submódulo 25.2 Apuração dos dados; e (b) Módulo 26 Modalidade de operação de usinas. 2 OBJETIVO 2.1 O objetivo deste submódulo é atribuir responsabilidades e estabelecer a sistemática para cálculo dos indicadores de desempenho relacionados à segurança elétrica do SIN, agrupados em indicadores de confiabilidade da rede básica e em indicadores de continuidade dos pontos de controle. 2.1.1 Os indicadores de confiabilidade da rede básica são os seguintes: (a) Controle de Carregamento de Transformadores CCAT; (b) Controle de Carregamento de Linhas de Transmissão CCAL; (c) Robustez da Malha Sistêmica RMAL; (d) Robustez da Malha Sistêmica para Contingências Simples RMCS; (e) Robustez do Sistema RSIN; (f) Robustez do Sistema para Contingências Simples RSCS; (g) Atendimento aos Limites Sistêmicos ATLS; (h) Carga Interrompida por Perturbação CIPER; (i) (j) Severidade das Perturbações SM; Freqüência Equivalente de Interrupção de Carga FREQ; (k) Duração Equivalente de Interrupção de Carga DREQ; e Endereço na Internet: http://www.ons.org.br Página 3/16
(l) Controle de Carregamento por Sistemas Especiais de Proteção COSEP. 2.1.2 Os indicadores de continuidade dos pontos de controle são os seguintes: (a) Duração da Interrupção do Ponto de Controle DIPC; (b) Duração Máxima da Interrupção do Ponto de Controle DMIPC; e (c) Freqüência da Interrupção dos Pontos de Controle FIPC. 3 ALTERAÇÕES DESTA REVISÃO 3.1 Não houve alterações neste submódulo. 4 RESPONSABILIDADES 4.1 Do Operador Nacional do Sistema Elétrico ONS (a) Calcular os indicadores de segurança elétrica do SIN. (b) Disponibilizar os resultados dos indicadores de segurança elétrica do SIN para os agentes de operação e para as demais interessados. 5 INDICADORES DE CONFIABILIDADE DA REDE BÁSICA 5.1 Controle de Carregamento de Transformadores CCAT 5.1.1 Objetivo 5.1.1.1 Avaliar a capacidade do sistema de manter os elementos de transformação da rede básica dentro de seus valores nominais. 5.1.2 Definição 5.1.2.1 É o percentual de transformadores da rede básica que não foram submetidos a carregamentos superiores a seus valores nominais. 5.1.3 Formulação 5.1.3.1 O CCAT é calculado pela seguinte relação: TotalTF SobreTF CCAT =.100 [%] Total TF SOBRE TF = Total de transformadores submetidos à sobrecarga no período. Não são considerados intervalos de tempo de violação com duração menor que 10 (dez) minutos. TOTAL TF = Total de transformadores do universo estatístico considerado. 5.1.4 Dados utilizados 5.1.4.1 A sistemática para coleta, classificação e consistência dos dados utilizados para o cálculo do CCAT está descrita no Submódulo 25.2. Endereço na Internet: http://www.ons.org.br Página 4/16
5.1.5 Agregações 5.1.5.1 Sistêmica: sistema e região. 5.1.5.2 Espacial: agentes. 5.1.5.3 Temporal: mensal e anual. 5.1.6 Divulgação e periodicidade 5.1.6.1 O CCAT é divulgado em relatório e no site do ONS. 5.1.6.2 A periodicidade do CCAT é mensal. 5.2 Controle de Carregamento de Linhas de Transmissão CCAL 5.2.1 Objetivo 5.2.1.1 Avaliar a capacidade do sistema de manter os elementos de transmissão da rede básica dentro de seus valores nominais. 5.2.2 Definição 5.2.2.1 É o percentual de LT da rede básica que não foram submetidos a carregamentos superiores a seus valores nominais. 5.2.3 Formulação 5.2.3.1 O CCAL é calculado pela seguinte relação: CCAL Total Sobre LT.100 LT LT = [%] Total SOBRE LT = Total de LT submetidos à sobrecarga no período. Não são considerados intervalos de tempo de violação com duração menor que 10 (dez) minutos. TOTAL LT = Total de LT do universo estatístico considerado. 5.2.4 Dados utilizados 5.2.4.1 A sistemática para coleta, classificação e consistência dos dados utilizados para o cálculo do CCAL está descrita no Submódulo 25.2. 5.2.5 Agregações 5.2.5.1 Sistêmica: sistema e região. 5.2.5.2 Espacial: agentes. 5.2.5.3 Temporal: mensal e anual. 5.2.6 Divulgação e periodicidade 5.2.6.1 O CCAL é divulgado em relatório e no site do ONS. 5.2.6.2 A periodicidade do CCAL é mensal. Endereço na Internet: http://www.ons.org.br Página 5/16
5.3 Robustez da Malha Sistêmica RMAL 5.3.1 Objetivo 5.3.1.1 Avaliar a capacidade da malha sistêmica de suportar contingências sem interrupção de fornecimento aos consumidores, com exclusão das que envolveram cargas com suprimento radial. 5.3.2 Definição 5.3.2.1 É a relação entre o número de perturbações sem corte de carga e o número total de perturbações verificadas na malha sistêmica, para um período considerado. 5.3.3 Formulação 5.3.3.1 O RMAL é calculado pela seguinte relação: Nscc MAL RMAL =.100 [%] Nt Nscc MAL = Número de perturbações sem corte de carga na malha sistêmica; Nt MAL = Número total de perturbações na malha sistêmica. 5.3.4 Dados utilizados 5.3.4.1 A sistemática para coleta, classificação e consistência dos dados utilizados para o cálculo do RMAL está descrita no Submódulo 25.2. 5.3.5 Agregações 5.3.5.1 Sistêmica: sistema e região. 5.3.5.2 Temporal: mensal e anual. 5.3.6 Divulgação e periodicidade 5.3.6.1 O RMAL é divulgado em relatório. 5.3.6.2 A periodicidade do RMAL é mensal. 5.4 Robustez da Malha Sistêmica para Contingências Simples RMCS 5.4.1 Objetivo 5.4.1.1 Avaliar a capacidade da malha sistêmica de suportar contingências simples sem interrupção de fornecimento aos consumidores, com exclusão daquelas que envolveram cargas com suprimento radial. 5.4.2 Definição 5.4.2.1 É a relação percentual entre o número de perturbações ocasionadas por contingência simples sem corte de carga e o número total de perturbações ocasionadas por contingência simples verificadas na malha sistêmica, para um período considerado. 5.4.3 Formulação 5.4.3.1 O RMCS é calculado pela seguinte relação: MAL Endereço na Internet: http://www.ons.org.br Página 6/16
NsccMCS RMCS =.100 [%] Nt Endereço na Internet: http://www.ons.org.br Página 7/16 MCS Nscc MCS = Número de perturbações para contingência simples na malha sistêmica sem corte de carga; Nt MCS = Número total de perturbações para contingência simples na malha sistêmica. 5.4.4 Dados utilizados 5.4.4.1 A sistemática para coleta, classificação e consistência dos dados utilizados para o cálculo do RMCS está descrita no Submódulo 25.2. 5.4.5 Agregações 5.4.5.1 Sistêmica: sistema e região. 5.4.5.2 Temporal: mensal e anual. 5.4.6 Divulgação e periodicidade 5.4.6.1 O RMCS é divulgado em relatório e no site do ONS. 5.4.6.2 A periodicidade do RMCS é mensal. 5.5 Robustez do Sistema RSIN 5.5.1 Objetivo 5.5.1.1 Avaliar a capacidade da rede básica de suportar contingências sem interrupção de carga. 5.5.2 Definição 5.5.2.1 É a relação percentual entre o número de perturbações sem corte de carga e o número total de perturbações verificadas na rede básica, para um período considerado. 5.5.3 Formulação 5.5.3.1 O RSIN é calculado pela seguinte relação: NsccSIN RSIN =.100 [%] Nt Nscc SIN = Número de perturbações sem corte de carga no sistema (rede básica); Nt SIN = Número total de perturbações no sistema (rede básica). 5.5.4 Dados utilizados 5.5.4.1 A sistemática para coleta, classificação e consistência dos dados utilizados para o cálculo do RSIN está descrita no Submódulo 25.2. 5.5.5 Agregações 5.5.5.1 Sistêmica: sistema e região. 5.5.5.2 Temporal: mensal e anual. SIN
5.5.6 Divulgação e periodicidade 5.5.6.1 O RSIN é divulgado em relatório e no site do ONS. 5.5.6.2 A periodicidade do RSIN é mensal. 5.6 Robustez do Sistema para Contingências Simples RSCS 5.6.1 Objetivo 5.6.1.1 Avaliar a capacidade da rede básica de suportar contingências simples sem interrupção carga. 5.6.2 Definição 5.6.2.1 É a relação percentual entre o número de perturbações ocasionadas por contingência simples sem corte de carga e o número total de perturbações ocasionadas por contingência simples verificadas na rede básica, para um período considerado. 5.6.3 Formulação 5.6.3.1 O RSCS é calculado pela seguinte relação: NsccSCS [ RSCS =. 100 [%] Nt Endereço na Internet: http://www.ons.org.br Página 8/16 SCS Nscc SCS = Número de perturbações para contingência simples na rede básica sem corte de carga; Nt SCS = Número total de perturbações para contingência simples na rede básica. 5.6.4 Dados utilizados 5.6.4.1 A sistemática para coleta, classificação e consistência dos dados utilizados para o cálculo do RSCS está descrita no Submódulo 25.2. 5.6.5 Agregações 5.6.5.1 Sistêmica: sistema e região. 5.6.5.2 Temporal: mensal e anual. 5.6.6 Divulgação e periodicidade 5.6.6.1 O RSCS é divulgado em relatório. 5.6.6.2 A periodicidade do RSCS é mensal. 5.7 Atendimento aos Limites Sistêmicos ATLS 5.7.1 Objetivo 5.7.1.1 Avaliar a segurança do sistema de acordo com o tempo em que os principais fluxos sistêmicos se mantiveram dentro das faixas recomendadas pelos estudos elétricos específicos. 5.7.2 Definição 5.7.2.1 É o percentual de tempo em que os fluxos, definidos nos documentos normativos da operação e selecionados como relevantes para avaliação da segurança elétrica, operaram dentro das faixas de segurança recomendadas pelos estudos elétricos específicos.
5.7.3 Formulação 5.7.3.1 O ATLS é calculado pela seguinte relação: ATLS = [1-(A/B)] x100 [%] A = somatório dos tempos de violação das faixas de segurança recomendadas pelos estudos elétricos específicos no período da agregação considerada. Não são considerados intervalos de tempo de violação com duração menor que 10 (dez) minutos. B = período total de observação da agregação considerada. É considerado, no cálculo do indicador, uma banda morta de 50 MW ou 5% do limite da faixa, o que for maior. 5.7.4 Dados utilizados 5.7.4.1 A sistemática para coleta, classificação e consistência dos dados utilizados para o cálculo do ATLS está descrita no Submódulo 25.2. 5.7.5 Agregações 5.7.5.1 Temporal: mensal e anual. 5.7.6 Divulgação e periodicidade 5.7.6.1 O ATLS é divulgado em relatório e no site do ONS. 5.7.6.2 A periodicidade do ATLS é mensal. 5.8 Carga Interrompida por Perturbação CIPER 5.8.1 Objetivo 5.8.1.1 Quantificar a redução percentual do atendimento à carga, quando uma perturbação envolver a rede básica ou atuação de Sistemas Especiais de Proteção SEP. 5.8.2 Definição 5.8.2.1 É a relação percentual entre a potência interrompida numa perturbação que envolva desligamentos de equipamentos da rede básica ou atuação de SEP e a potência suprida ao agente, estado, região ou sistema, no instante da perturbação. 5.8.3 Formulação Pi P S Pi CIPER =.100 [%] P = Potência interrompida. = Potência suprida ao agente, estado, região ou sistema, no instante da perturbação. 5.8.4 Dados utilizados 5.8.4.1 A sistemática para coleta, classificação e consistência dos dados utilizados para o cálculo do CIPER está descrita no Submódulo 25.2. 5.8.5 Agregações 5.8.5.1 Pelo percentual da carga interrompida e por agente, estado, região e sistema, conforme a Tabela 1. Endereço na Internet: http://www.ons.org.br Página 9/16 S
5.8.6 Divulgação e periodicidade Tabela 1 Agregações relativas ao CIPER Carga Interrompida (%) 0 20 20 40 40 60 60 80 80 100 TOTAL 5.8.6.1 O CIPER é divulgado em relatório. 5.8.6.2 A periodicidade é mensal e anual. 5.9 Severidade das Perturbações SM 5.9.1 Objetivo Número de perturbações 5.9.1.1 Mensurar a severidade das perturbações que tiveram envolvimento da rede básica ou atuação de SEP. 5.9.2 Definição 5.9.2.1 O indicador de severidade das perturbações ou sistema-minuto (SM) é definido como a relação entre: (a) a carga de demanda interrompida numa dada perturbação que envolva desligamentos de equipamentos da rede básica ou atuação de SEP; e (b) o valor da carga de demanda máxima da hora anterior à perturbação, conforme a agregação considerada. 5.9.3 Formulação MW SM = D CI MW CI = Carga de demanda interrompida no instante do início da perturbação, em MW. T MI = Tempo médio de interrupção das cargas, em minutos, estimado a partir do gráfico de carga. D Max = Carga de demanda máxima da hora anterior à perturbação, em MW.. T Max MI 5.9.4 Dados utilizados 5.9.4.1 A sistemática para coleta, classificação e consistência dos dados utilizados para o cálculo do SM está descrita no Submódulo 25.2. 5.9.5 Agregações 5.9.5.1 Espacial: agente. 5.9.5.2 Sistêmica: estado, região e sistema. 5.9.5.3 Temporal: mensal e anual. 5.9.5.4. Esses resultados devem ser apresentados por faixas, conforme o Quadro 1. Endereço na Internet: http://www.ons.org.br Página 10/16
Quadro 1 Agregações relativas ao SM. sistema-minuto (SM) SM < 1 1 < SM < 10 10 < SM < 100 100 < SM < 1000 SM > 1000 TOTAL Número de perturbações 5.9.6 Divulgação e periodicidade 5.9.6.1 O SM é divulgado em relatório. 5.9.6.2 A periodicidade é mensal. 5.10 Freqüência Equivalente de Interrupção de Carga FREQ 5.10.1 Objetivo 5.10.1.1 Quantificar o número equivalente de vezes em que houve perda plena do atendimento com desligamentos de equipamentos da rede básica ou com atuação de SEP, para avaliar a capacidade do sistema de manter a confiabilidade de atendimento. 5.10.2 Definição 5.10.2.1 É o número de vezes, no período observado, em que houve interrupção equivalente ao total do atendimento às cargas da área em análise. 5.10.3 Formulação 5.10.3.1 O FREQ é calculado pela seguinte relação: FREQ = ( P ) n int i = P 1 max P max = Carga de demanda máxima verificada no mês. P int = Carga de demanda interrompida no evento. i = evento de ordem i. 5.10.4 Dados utilizados i 5.10.4.1 A sistemática para coleta, classificação e consistência dos dados utilizados para o cálculo do FREQ está descrita no Submódulo 25.2. 5.10.5 Agregações 5.10.5.1 Espacial: agente. 5.10.5.2 Sistêmica: estado, região e sistema. 5.10.5.3 Temporal: mensal e anual. Endereço na Internet: http://www.ons.org.br Página 11/16
5.10.6 Divulgação e periodicidade 5.10.6.1 O FREQ é divulgado em relatório e no site do ONS. 5.10.6.2 A periodicidade é mensal. 5.11 Duração Equivalente de Interrupção de Carga DREQ 5.11.1 Objetivo 5.11.1.1 Quantificar a duração equivalente à perda total do atendimento, conforme a agregação considerada, com desligamentos de equipamentos da rede básica ou atuação de SEP, para que se possa avaliar a capacidade do sistema de manter a confiabilidade de atendimento, a flexibilidade operacional do sistema e a habilidade das equipes de operação em recompor o sistema. 5.11.2 Definição 5.11.2.1 É a duração equivalente à perda total do atendimento às cargas da área em análise, no período observado. 5.11.3 Formulação 5.11.3.1 O DREQ é calculado pela seguinte relação: DREQ = ( P T ) n Int i = P 1 max i Endereço na Internet: http://www.ons.org.br Página 12/16 int. P max = carga de demanda máxima verificada no mês. P int = carga de demanda interrompida no evento. T int = tempo de interrupção do evento. i = evento de ordem i. 5.11.4 Dados utilizados 5.11.4.1 A sistemática para coleta, classificação e consistência dos dados utilizados para o cálculo do DREQ está descrita no Submódulo 25.2. 5.11.5 Agregações 5.11.5.1 Espacial: agente. 5.11.5.2 Sistêmica: estado, região e sistema. 5.11.5.3 Temporal: mensal e anual. 5.11.6 Divulgação e periodicidade 5.11.6.1 O DREQ é divulgado em relatório e no site do ONS. 5.11.6.2 A periodicidade é mensal. 5.12 Controle de Carregamento por Sistemas Especiais de Proteção COSEP 5.12.1 Objetivo 5.12.1.1 Quantificar a relação dos equipamentos que possuem controle de carregamento realizado por SEP.
5.12.2 Definição 5.12.2.1 É a relação percentual entre o número de equipamentos que possuem controle de carregamento por SEP e o número total de equipamentos existentes. 5.12.3 Formulação 5.12.3.1 O COSEP é calculado pela seguinte relação: N EQUIP _ SEP COSEP =.100 [%] N EQUIP N EQUIP_SEP = Número total de equipamentos com controle de carregamento por SEP N EQUIP = Número total de equipamentos 5.12.4 Dados utilizados 5.12.4.1 São utilizados os dados armazenados na BDT. 5.12.5 Agregações 5.12.5.1 Espacial: tipo de equipamento, região e sistema. 5.12.5.2 Temporal: mensal e anual. 5.12.6 Divulgação e periodicidade 5.12.6.1 O COSEP é divulgado em relatório e no site do ONS. 5.12.6.2 A periodicidade é mensal e anual. 6 INDICADORES DE CONTINUIDADE DOS PONTOS DE CONTROLE 6.1 Duração da Interrupção do Ponto de Controle DIPC 6.1.1 Objetivo 6.1.1.1 Avaliar a continuidade de serviço dos pontos de controle localizados na fronteira da rede básica com os ativos de conexão dos agentes de geração, de distribuição, consumidores livres, importadores, exportadores e DIT, por meio da quantificação do tempo de interrupção do ponto de controle no período considerado. 6.1.2 Definição 6.1.2.1 O DIPC é o somatório das durações das interrupções do ponto de controle com duração maior ou igual a 1 (um) minuto. É dado em horas e por período de apuração. 6.1.3 Formulação 6.1.3.1 É calculado pela seguinte relação: Endereço na Internet: http://www.ons.org.br Página 13/16
D = duração da interrupção. i = evento de ordem i. DIPC = n D i i = 1 6.1.4 Dados utilizados 6.1.4.1 A sistemática para coleta, classificação e consistência dos dados utilizados para o cálculo do DIPC está descrita no Submódulo 25.2. 6.1.5 Agregações 6.1.5.1 Sistêmica: ponto de controle, agente, estado, região e sistema. 6.1.5.2 Espacial: por nível de tensão e tipo de barramento. 6.1.5.3 Temporal: mensal, trimestral, anual e por valores históricos anualizados 6.1.5.4 Com exceção da agregação por ponto de controle, os valores dos indicadores, para uma dada agregação temporal, correspondem a valores médios do universo de observação. 6.1.6 Divulgação e periodicidade 6.1.6.1 O DIPC é divulgado em relatório encaminhado à ANEEL e no site do ONS. 6.1.6.2 A periodicidade é trimestral e anual 6.2 Duração Máxima da Interrupção do Ponto de Controle DMIPC 6.2.1 Objetivo 6.2.1.1 Avaliar a continuidade de serviço dos pontos de controle localizados na fronteira da rede básica com os ativos de conexão dos agentes de geração, de distribuição, consumidores livres, importadores, exportadores e DIT, por meio da quantificação do tempo máximo de interrupção do ponto de controle no período considerado. 6.2.2 Definição 6.2.2.1 O DMIPC é a maior duração de interrupção do ponto de controle com duração maior ou igual a 1 (um) minuto. É dado em horas e por período de apuração. 6.2.3 Formulação 6.2.3.1 O DMIPC é calculado pela seguinte relação: D M 6.2.4 Dados utilizados DMIPC = = Maior duração entre as interrupções do ponto de controle no período considerado. 6.2.4.1 A sistemática para coleta, classificação e consistência dos dados utilizados para o cálculo do DMIPC está descrita no Submódulo 25.2. D M Endereço na Internet: http://www.ons.org.br Página 14/16
6.2.5 Agregações 6.2.5.1 Sistêmica: ponto de controle, agente, estado, região e sistema. 6.2.5.2 Espacial: por nível de tensão e tipo de barramento. 6.2.5.3 Temporal: mensal. 6.2.5.4 Com exceção da agregação por ponto de controle, os valores dos indicadores, para uma dada agregação temporal, correspondem a valores médios do universo de observação. 6.2.6 Divulgação e periodicidade 6.2.6.1 O DMIPC é divulgado em relatório e no site do ONS. 6.2.6.2 A periodicidade é trimestral e anual. 6.3 Freqüência da Interrupção do Ponto de Controle FIPC 6.3.1 Objetivo 6.3.1.1 Avaliar a continuidade de serviço dos pontos de controle localizados na fronteira da rede básica com os ativos de conexão dos agentes de geração, de distribuição, consumidores livres, importadores, exportadores e DIT, por meio da quantificação do número de interrupções do ponto de controle no período considerado. 6.3.2 Definição 6.3.2.1 O FIPC é o somatório das interrupções do ponto de controle com duração maior ou igual a 1 (um) minuto. É dado em número de interrupções. 6.3.3 Formulação 6.3.3.1 O FIPC é calculado pela seguinte relação: i = evento de ordem i. FIPC = n i= 1 i 6.3.4 Dados utilizados 6.3.4.1 A sistemática para coleta, classificação e consistência dos dados utilizados para o cálculo do FIPC está descrita no Submódulo 25.2. 6.3.5 Agregações 6.3.5.1 Sistêmica: ponto de controle, agente, estado, região e sistema. 6.3.5.2 Espacial: por nível de tensão e tipo de barramento. 6.3.5.3 Temporal: mensal, trimestral, anual e por valores históricos anualizados. 6.3.5.4 Com exceção da agregação por ponto de controle, os valores dos indicadores, para uma dada agregação temporal, correspondem a valores médios do universo de observação. 6.3.6 Divulgação e periodicidade 6.3.6.1 O FIPC é divulgado em relatório e no site do ONS. Endereço na Internet: http://www.ons.org.br Página 15/16
6.3.6.2 A periodicidade é trimestral e anual. Endereço na Internet: http://www.ons.org.br Página 16/16