信頼性指数

信頼性指標は、単一の数値を使用してシステムの信頼性を定量的に評価する試みです。^{[1]信頼性指標のセットは工学の分野によって異なりますが、複数の異なる指標を使用して単一のシステムを特徴付けることもできます。一度}故障すると使用または修理できないオブジェクトの単純なケースでは、オブジェクトの耐用年数の期待値を表す平均故障時間^[2]が便利な指標です。もう1つの学際的な指標は、特定のタイプのデバイスが故障する確率である強制停止率(FOR) です。信頼性指標は、現代の電力規制で広く使用されています。^[3]

電力供給ネットワークには、停電の継続時間または頻度を数値化する「途方もない範囲の信頼性指標」が存在し、その両方を 1 つの数値に組み合わせようとするものもありますが、これは「ほぼ不可能な作業」です。^[4]一般的な指標は、通常、顧客指向です。^[5]ペアになっている指標もあり、名前の「システム」(S) はすべての顧客の平均を示し、「顧客」(C) は影響を受けた顧客 (少なくとも 1 回の停電があった顧客) のみの平均を示します。^[6]すべての指標は、定義された期間 (通常は 1 年) にわたって計算されます。

• システム平均停電時間指数（SAIDI）は最も頻繁に使用され^[7]、顧客あたりの電力停電の平均合計時間を表します。
• 顧客平均中断期間指数(CAIDI) は、中断の平均期間です。
• 顧客総平均中断期間指数(CTAIDI) は、影響を受ける顧客における中断の平均期間です。
• システム平均停電頻度指数（SAIFI）も頻繁に使用され^[1]、平均的な顧客あたりの停電回数を表します。
• 顧客平均停電頻度指数（CAIFI）は、影響を受けた顧客1人あたりの停電の平均回数を表し、CAIFI = CTAIDI / CAIDIである。^[8]
• 瞬間平均停電頻度指数（MAIFI）は、顧客1人あたりの「瞬間的」（短時間、通常は1分未満または5分未満と定義）の平均停電回数を表します。MAIFIが指定されている場合、瞬間停電は通常SAIFIから除外されるため、顧客の観点からは、停電の合計回数はSAIFI+MAIFIになります。^[8]
• 平均サービス可用性指数(ASAI) は、顧客がサービスを要求した時間数に対する、実際にサービスを受けた合計時間の比率です。

電力会社は 19 世紀後半に設立され、設立当初から配電システムの問題に対応する必要がありました。当初は原始的な手段が使用されていました。つまり、電力会社のオペレーターが停電した顧客からの電話を受け、その場所にピンを壁の地図に立て、ピンの密集度に基づいて故障場所を推測しようとしました。停電の計算は完全に社内で行われ、何年も標準化の試みはありませんでした (米国では 1940 年代半ばまで)。1947 年、エジソン電気協会とIEEE (当時はまだ AIEE) による共同研究に、架空配電線の故障率に関するセクションが含まれ、その結果は1959 年にウェスティングハウス エレクトリックによって詳細なElectric Utility Engineering Reference Book: Distribution Systemsにまとめられました。^[3]

米国では、1965年の北東部停電の後、発電、送電、変電所、配電の信頼性評価への関心が高まりました。1969年のCapraらの研究^[9]では、標準化されたレベルの信頼性に合わせてシステムを設計することが提案され、現代のSAIFI ^[3]に似た測定基準が示されました。SAIFI 、SAIDI、CAIDI、ASIFI、AIDIは1970年代に広く使用されるようになり、もともとは紙の停電チケットのデータに基づいて計算されていましたが、コンピューター化された停電管理システム(OMS)は主に停電を追跡する「プッシュピン」方式に代わるものとして使用されました。IEEEは、 Power Engineering Societyを通じて指標の標準化に取り組み始めました。ワーキンググループは、さまざまな名前（システム設計の最適化のためのパフォーマンス記録に関するワーキンググループ、配電信頼性に関するワーキンググループ、配電信頼性ワーキンググループ、標準規格IEEE P1366、IEEE P1782）で活動し、現在使用されているほとんどの指標を定義するレポートを作成しました。^[10]特に、SAIDI、SAIFI、CAIDI、CAIFI、ASAI、およびALIIは、信頼性測定およびデータ収集ガイド（1971年）で定義されました。^{[11] [12] 1981年に電力会社は}、電力研究所（EPRI自体は1965年の停電への対応として設立されました）での信頼性指標を予測するコンピュータープログラムの開発に資金を提供しました。 1980年半ばに電力会社は人員削減を実施し、州の規制機関は、その結果として信頼性が低下することを懸念し、年次信頼性レポートの要求を開始しました。^[10] 1990年代にパソコンが普及すると、OMSは安価になり、ほぼすべての公益事業会社がそれを導入しました。^[13] 1998年までに、公益事業会社の64％が州の規制当局から信頼性を報告するよう義務付けられました（ただし、瞬間的なイベントを計算に含めたのはわずか18％でした）。^[14]

発電システムの場合、指標は通常、システムの発電能力（「容量」）とその消費量（「需要」）のバランスを反映しており、適切性指標と呼ばれることもあります。^{[15] [16]} NERCは、信頼性の適切性（十分な容量があるか？）と安全性（障害が発生したときに機能するか？）の側面を区別しています。 ^[17]需要が発電容量を超えるケースが十分にまれで短い場合、配電網は外部相互接続を介してエネルギーを取得するか、電気負荷の一部を「削減」することで停電を回避できると想定されています。^[要出典]さらに、配電システムは理想的であり、どのような発電構成でも負荷を分散できると想定されています。^[18]発電の信頼性指標は、ほとんどが統計ベース（確率論的）ですが、その一部は経験則に基づく余剰容量マージンを反映しています（決定論的と呼ばれます）。決定論的指標には次のものがあります。

• 予備力マージン（RM、最大予想負荷を超える発電容量の割合）は伝統的に電力会社によって使用されており、米国では1970年代の経済的圧力までその値は20％～25％に達していた。^[19]
• 最大ユニット（LU）指数は、予備容量はシステム内の最大発電機の容量と関連している必要があるという考えに基づいており、^[20]単一の障害によって失われる可能性がある。
• 水力発電が重要な役割を果たすシステムの場合、マージンは「渇水年」（通常は1年または数年にわたる低水供給の所定の状態）における電力不足にも関連付けられる。 ^[20]

統計に基づく指標には以下のものがある: ^[21]

• 負荷損失確率(LOLP) は、緊急対策が講じられる前に、一定の期間 (たとえば 1 年) 内に需要が容量を超える確率を表します。これは、システムの負荷が容量を超える時間の割合として定義されます。
• 負荷損失期待値（LOLE）は、負荷損失イベントの予想される総期間を日数で表したもので、LOLHはそれに相当する時間を時間で表したものである。^[22]
• 期待未供給エネルギー（EUE）は、一定期間（通常は1年）内に需要を完全に満たすために必要となる追加エネルギーの量です。「期待未供給エネルギー」（または供給されていない、EENS）とも呼ばれ、^[23]エネルギー損失期待値（LOEE）とも呼ばれます。^[24]
• 負荷喪失イベント（LOLEV）は、需要が容量を超えた状況の数です。
• 予想電力が供給されない（EPNS）
• エネルギー損失確率（LOEP）
• エネルギー信頼性指数（EIR）
• 中断期間指数 (IDI) (これはSAIDIの別名です)
• エネルギーが削減されました。

イバネスとミリガンは、実際の発電の信頼性指標は線形関係にあると仮定している。特に、いずれかの要因に基づいて計算された容量クレジット値は「かなり近い」ことがわかった。 ^[25]

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