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Índice de confiabilidad

El índice de confiabilidad es un intento de evaluar cuantitativamente la confiabilidad de un sistema utilizando un único valor numérico . [1] El conjunto de índices de confiabilidad varía según el campo de la ingeniería; se pueden utilizar múltiples índices diferentes para caracterizar un solo sistema. En el caso simple de un objeto que no se puede usar o reparar una vez que falla , un índice útil es el tiempo medio hasta la falla [2] que representa una expectativa de la vida útil del objeto. Otro índice interdisciplinario es la tasa de interrupciones forzadas (FOR), una probabilidad de que un tipo particular de dispositivo esté fuera de servicio. Los índices de confiabilidad se utilizan ampliamente en la regulación eléctrica moderna . [3]

Redes de distribución de energía

En el caso de las redes de distribución de energía , existe una "variedad desconcertante de índices de confiabilidad" que cuantifican la duración o la frecuencia de las interrupciones de energía ; algunos intentan combinar ambas en un solo número, una "tarea casi imposible". [4] Los índices populares suelen estar orientados al cliente, [5] algunos vienen en pares, donde el "Sistema" (S) en el nombre indica un promedio de todos los clientes y "Cliente" (C) indica un promedio solo de los clientes afectados (los que tuvieron al menos una interrupción). [6] Todos los índices se calculan durante un período definido, generalmente un año:

Historia

Las compañías eléctricas surgieron a finales del siglo XIX y desde su inicio tuvieron que responder a los problemas en sus sistemas de distribución. Al principio se utilizaron medios primitivos: el operador de la compañía recibía llamadas telefónicas de los clientes que se quedaban sin electricidad, colocaba alfileres en un mapa mural en sus ubicaciones e intentaba adivinar la ubicación de la falla basándose en la agrupación de los alfileres. La contabilidad de los cortes era puramente interna y durante años no hubo ningún intento de estandarizarla (en los EE. UU., hasta mediados de la década de 1940). En 1947, un estudio conjunto del Edison Electric Institute y el IEEE (en ese momento todavía AIEE) incluyó una sección sobre las tasas de fallas de las líneas aéreas de distribución; los resultados fueron resumidos por Westinghouse Electric en 1959 en el detallado Electric Utility Engineering Reference Book: Distribution Systems . [3]

En los EE. UU., el interés en las evaluaciones de confiabilidad de la generación, transmisión, subestaciones y distribución repuntó después del apagón del noreste de EE. UU. de 1965. Un trabajo de Capra et al. [9] en 1969 sugirió diseñar sistemas con niveles estandarizados de confiabilidad y sugirió una métrica similar al SAIFI moderno. [3] SAIFI, SAIDI, CAIDI, ASIFI y AIDI se usaron ampliamente en la década de 1970 y originalmente se calcularon en función de los datos de los tickets de interrupción en papel; los sistemas computarizados de gestión de interrupciones (OMS) se usaron principalmente para reemplazar el método de "chinchetas" para rastrear las interrupciones. IEEE comenzó un esfuerzo para la estandarización de los índices a través de su Power Engineering Society . El grupo de trabajo, que operaba bajo diferentes nombres (Working Group on Performance Records for Optimizing System Design, Working Group on Distribution Reliability, Distribution Reliability Working Group, estándares IEEE P1366, IEEE P1782), presentó informes que definieron la mayoría de los índices modernos en uso. [10] Cabe destacar que SAIDI, SAIFI, CAIDI, CAIFI, ASAI y ALII se definieron en una Guía para la medición de confiabilidad y la recopilación de datos (1971). [11] [12] En 1981, las empresas eléctricas habían financiado un esfuerzo para desarrollar un programa informático para predecir los índices de confiabilidad en el Instituto de Investigación de Energía Eléctrica (EPRI en sí fue creado como respuesta a la interrupción del servicio de 1965). A mediados de 1980, las empresas eléctricas sufrieron reducciones de personal , los organismos reguladores estatales se preocuparon de que la confiabilidad pudiera verse afectada como resultado y comenzaron a solicitar informes anuales de confiabilidad. [10] Con las computadoras personales volviéndose omnipresentes en la década de 1990, el OMS se volvió más barato y casi todas las empresas de servicios públicos los instalaron. [13] Para 1998, los reguladores estatales exigieron al 64% de las empresas de servicios públicos que informaran sobre la confiabilidad (aunque solo el 18% incluyó los eventos momentáneos en los cálculos). [14]

Sistemas de generación

Para los sistemas de generación de electricidad , los índices reflejan típicamente el equilibrio entre la capacidad del sistema para generar electricidad ("capacidad") y su consumo ("demanda") y a veces se los denomina índices de adecuación ; [15] [16] ya que NERC distingue entre los aspectos de confiabilidad de adecuación (¿habrá suficiente capacidad?) y seguridad (¿funcionará cuando se lo perturbe?). [17] Se supone que si los casos de demanda que exceden la capacidad de generación son suficientemente raros y cortos, la red de distribución podrá evitar un corte de energía ya sea obteniendo energía a través de una interconexión externa o "eliminando" parte de la carga eléctrica . [ cita requerida ] Se supone además que el sistema de distribución es ideal y capaz de distribuir la carga en cualquier configuración de generación. [18] Los índices de confiabilidad para la generación de electricidad se basan principalmente en estadísticas ( probabilísticos ), pero algunos de ellos reflejan los márgenes de capacidad de reserva de la regla general (y se denominan deterministas ). Los índices deterministas incluyen:

Los índices basados ​​en estadísticas incluyen: [21]

Ibanez y Milligan postulan que las métricas de confiabilidad para la generación en la práctica están relacionadas linealmente . En particular, se encontró que los valores de crédito de capacidad calculados en base a cualquiera de los factores eran "bastante cercanos". [25]

Referencias

  1. ^Ab Willis 2004, pág. 132.
  2. ^ Gnedenko, Pavlov y Ushakov 1999.
  3. ^ abc Brown 2017, pág. 97.
  4. ^ Willis 2004, pág. 111.
  5. ^ Brown 2017, pág. 75.
  6. ^ Willis 2004, págs. 112-114.
  7. ^ Layton 2004.
  8. ^Ab Willis 2004, pág. 113.
  9. ^ Capra, Raymond; Gangel, Martin; Lyon, Stanley (junio de 1969). "Diseño de sistemas de distribución subterráneos para confiabilidad". IEEE Transactions on Power Apparatus and Systems . PAS-88 (6): 834–842. Bibcode :1969ITPAS..88..834C. doi :10.1109/TPAS.1969.292400. ISSN  0018-9510.
  10. ^Ab Brown 2017, pág. 98.
  11. ^ "Guía para la medición de confiabilidad y recopilación de datos", Informe del Grupo de trabajo sobre confiabilidad al Comité de transmisión y distribución del Edison Electric Institute, octubre de 1971.
  12. ^ EPRI 2000, pág. 5-2.
  13. ^ Brown 2017, pág. 100.
  14. ^ Brown 2017, pág. 99.
  15. ^ Billinton y Li 1994, pág. 22.
  16. ^ Capítulo de San Francisco de la IEEE Power & Energy Society (SF PES). Índices comunes de confiabilidad de transmisión y distribución
  17. ^ "Confiabilidad de sistemas de potencia". Ingeniería de confiabilidad y seguridad . Springer Series in Reliability Engineering. Springer Londres. 2010. págs. 305–321. doi :10.1007/978-1-84996-232-2_8. ISBN 978-1-84996-231-5. ISSN  1614-7839. S2CID  233815248.
  18. ^ Elmakias 2008, pág. 174.
  19. ^ Meier 2006, pág. 229.
  20. ^ ab Malik y Albadi 2021, p. 158.
  21. ^ Cuadro 2020.
  22. ^ Ela et al. 2018, pág. 134.
  23. ^ Anna Cretì; Fulvio Fontini (30 de mayo de 2019). Economía de la electricidad: mercados, competencia y reglas. Cambridge University Press. pp. 117–. ISBN 978-1-107-18565-4.
  24. ^ Arteconi y Bruninx 2018, pág. 140.
  25. ^ Ibanez y Milligan 2014, pág. 6.

Fuentes