W większości krajów na świecie jednym ze sposobów oceny systemów energetycznych są wskaźniki niezawodności. Dwa główne wskaźniki to SAIDI (przeciętny czas trwania przerwy długiej i bardzo długiej) i SAIFI (przeciętna częstość występowania przerwy długiej i bardzo długiej). Niniejszy artykuł koncentruje się na ocenie wskaźników SAIDI/SAIFI przez pryzmat operatorów systemu dystrybucyjnego w USA, w latach 2014-2023.
Analiza opiera się na danych pochodzących z rocznych raportów Energy Information Administration (EIA), obejmujących przedsiębiorstwa prywatne, państwowe oraz spółdzielcze, zobowiązane do wypełnienia formularza EIA-861 Annual Electric Power Industry Report [4]. Dokument ten gromadzi roczne informacje o uczestnikach branży elektroenergetycznej zaangażowanych w wytwarzanie, przesył, dystrybucję i sprzedaż energii elektrycznej w Stanach Zjednoczonych i na ich terytoriach. Wśród wielu publikowanych informacji znajdują się m.in. wartości SAIDI i SAIFI zarówno z uwzględnieniem, jak i z wyłączeniem skutków zdarzeń nadzwyczajnych. Do takich zdarzeń należą przede wszystkim ekstremalne zjawiska pogodowe, takie jak silne wiatry, tornada, burze, trzęsienia ziemi, powodzie, pożary i inne katastrofy, które mają bardziej destrukcyjny wpływ niż typowe warunki, na które sieć energetyczna była projektowana. Dni, w których wystąpiły tego typu sytuacje, charakteryzują się znacząco wyższymi wartościami SAIDI i określane są jako Major Event Days (MED). Do wykluczenia odstających dni wykorzystywany jest Guide means the IEEE Guide for Electric Power Distribution Reliability Indices, IEEE 1366-2003, IEEE 1366-2012 opracowany przez Institute of Electrical and Electronics Engineers (w dalszej części artykułu przywoływany jako standard IEEE) lub inne metody. Standard IEEE traktuje niezawodność systemu jako proces losowy, a wskaźniki niezawodności jako zmienne losowe. Rozkład statystyczny tych wskaźników może być zaburzony przez zdarzenia ekstremalne. Do identyfikowania nietypowych dni (MED) wykorzystywana jest metoda beta 2,5 (β 2,5) [2]. Metoda opiera się na obliczeniu wartości progowej dziennego SAIDI. Wartości dzienne, które przekraczają próg, są usuwane z obliczania rocznego wskaźnika SAIDI.
W tym miejscu należy wspomnieć, że przez część operatorów stosowane są inne definicje, które określają MED np. jako dowolny dzień, w którym przerwa w dostawie energii dotyczyła co najmniej 10% odbiorców operatora lub jako „nienormalne” sytuacje, takie jak huragany, powodzie, katastrofalne lub awarie urządzeń, w wyniku których nastąpiła utrata więcej niż 10% szczytowego obciążenia systemu.
Gromadzone przez EIA dane dotyczą około tysiąca operatorów. Liczba ta zmienia się w zależności od roku, w 2023 było to 967 przedsiębiorstw. Są to operatorzy różnej wielkości, od najmniejszych obsługujących kilkunastu odbiorców do tych zarządzających sieciami na potrzeby milionów odbiorców (rys. 1). Największy operator (Florida Power & Light Co) dostarcza energię elektryczną do prawie 5,87 mln odbiorców. Dla każdego z operatorów jest także wskazane napięcie, które jest granicą przypisania do sieci dystrybucyjnej. Dla roku 2023 najczęściej była to wartość 12,5 kV, maksymalnie, dla 2,6% firm – 69 kV.
Na rysunku 2 przedstawiono wykorzystanie przez operatorów sieci standardu IEEE, do wyznaczania wskaźników SAIDI/SAIFI. Dane wskazują, że coraz więcej firm korzysta z wykluczenia ekstremalnych zjawisk na podstawie tego standardu. W 2023 roku było to 76% operatorów, które swoim zasięgiem obejmowały 83% odbiorców. Spośród operatorów o liczbie odbiorców powyżej 1 mln (w dalszej części artykułu tego typu przedsiębiorstwa oznaczono jako „duże”) aż 35 z 40 (87,5%) korzystało ze standardu IEEE.
W artykule przeanalizowano wskaźniki SAIDI i SAIFI z okresu 2014-2023 osobno, dla przedsiębiorstw korzystających ze standardu IEEE oraz tych, które korzystały z innych metod wyznaczenia wskaźników. Szczegółowo przeanalizowano grupę operatorów korzystających ze standardu IEEE, ze względu na to, że stanowią zdecydowaną większość oraz jednoznaczną metodę wyznaczania wskaźników.
Wartości wskaźników SAIDI i SAFI uwzględniające wszystkie zdarzenia cechuje duża zmienność, bez względu na przyjętą metodę wykluczenia dni nietypowych. Wartości ekstremalne SAIDI dla operatorów korzystających z IEEE wystąpiły w roku 2017, a dla grupy OSD korzystających z innych metod w roku Różnice mogą wynikać zarówno z przyjętej metody wyznaczania wskaźników jak i z obszaru na jakim działają poszczególne przedsiębiorstwa. Przedstawione na rysunkach 3 i 4 wartości są średnią dla wszystkich operatorów ważoną liczbą odbiorców.
Wartości SAIDI z wykluczeniem MED, są zdecydowanie mniejsze i bardziej jednolite. W przypadku operatorów korzystających ze standardu IEEE są to wartości w zakresie 110-120 minut. Dla OSD korzystających z innych metod wykluczeń są to wartości mniejsze (poza rokiem 2020), w zależności od roku, o 20-30%.
Zmienność SAIDI z uwzględnieniem MED jest jeszcze większa w przypadku analizy na poziomie poszczególnych operatorów. Na rysunku 5 pokazano histogram wartości dla operatorów korzystających ze standardu IEEE dla roku Jak wnika z rysunku, jest znaczna grupa operatorów cechujących się SAIDI powyżej średniej. Wśród tej grupy jest 56 operatorów o wartościach powyżej 1000 minut, a jeden nawet powyżej 10 tys. minut. Analizując grupę dużych odbiorów (rys. 6) sytuacja wygląda lepiej, najczęściej SAIDI jest w przedziale do 200 minut, ale również występują przypadki, gdzie OSD zanotowały SAIDI rzędu 1000 minut a nawet powyżej.
Podobnie jak w przypadku SAIDI wartości SAIFI z uwzględnieniem MED stanowią średnią dla wszystkich operatorów ważoną liczbą odbiorców (rys. 7 i 8). Cechuje je również zmienność roczna, ale nie tak duża jak w przypadku SAIDI. Również wartości ekstremalne nie są tak bardzo wyraźne jak w przypadku SAIDI.
Wartości SAIFI z wykluczeniem MED, są zdecydowanie mniejsze i bardziej jednolite. W przypadku operatorów korzystających ze standardu IEEE są to wartości w zakresie 1,01-1,07 szt. Dla OSD korzystających z innych metod wykluczeń są to wartości mniejsze (poza rokiem 2020), w zależności od roku, o 14-23%. Zwraca tu uwagę odstająca wartość SAIFI z wykluczeniem MED w 2020 roku dla operatorów korzystających z innych metody identyfikacji MED niż standard IEEE (rys. 8). Można mieć wątpliwości czy metoda identyfikacji MED zadziała poprawnie, tym bardziej, że wartości SAIFI jaki SAIDI z uwzględnieniem MED wskazują, że w tym roku miały miejsce ekstremalne zjawiska.
Na rysunkach 9 i 10 pokazano zmienność SAIFI z uwzględnieniem MED na poziomie poszczególnych operatorów. Rysunek 9 przedstawia histogram wartości SAIFI z uwzględnieniem MED dla roku 2023, dla wszystkich operatorów korzystających ze standardu IEEE. Dla połowy operatorów najczęściej wartości mieszczą się poniżej 2. Kolejny wyraźny przedział to wartości od 2 do 4. Wartości powyżej 4 występują już rzadko. Analizując grupę dużych przedsiębiorstw (rys. 10), najczęściej SAIFI jest w przedziale 1-1,2, tylko dla dwóch operatorów występują wartości powyżej 2.
Wykluczanie MED, normalizuje dane, eliminując przerwy, nad którymi operatorzy sieci mają niewielką lub żadną kontrolę. Korzystając ze spójnej metodologii, standardu IEEE 1366, operatorzy sieci mogą być bezpośrednio porównywani i oceniani bez obawy o błąd w obliczeniach. Na podstawie tak wyznaczonych wskaźników możemy lepiej oceniać jak działania OSD wpływają na poprawę niezawodności sieci energetycznej. Przedstawiona poniżej analiza dotyczy 35 największych przedsiębiorstw. Prezentowane na wykresie wartości SAIDI z wykluczeniem MED dla dużych operatorów dla okresu 2014-2023 (rys. 11), nie pokazują jednak oczekiwanego trendu zmniejszenia wskaźników. Bardziej można określić, że są to wartości stabilne, średnia rzędu 101-117 minut, mediana 94-106 minut. Widać także, że w drugiej części analizowanego okresu wzrosła wartość SAIDI, która zawiera 75% wszystkich wyników, co pokrywa się ze wzrostem wartości maksymalnych w tych latach.
Wartość średnia jest wyższa niż mediana, co wskazuje, że mamy do czynienia z rozkładem asymetrycznym (w każdym roku występuje kilka wartości znacząco wyższych od średniej). Wartość minimalna wystąpiła w roku 2017, co warto zauważyć, że był to rok, gdzie odnotowana dużą wartość wskaźnika uwzględniającego wszystkie przerwy.
Analiza danych poszczególnych operatorów (rys. 12) pokazuje znaczne różnice pomiędzy operatorami. Najczęściej wartości SAIDI są rzędu 80-100 minut. Najmniejsze wartości to poziom 40 minut, największe 180-200 minut. Dla kilku operatorów widzimy także dużą zmienność roczną. W ostatnich dwóch latach jej powodem był fakt, że dla 3 operatorów wartości wskaźnika były na poziomie 200-250 minut.
W przypadku SAIFI dla dużych operatorów, podobnie jak dla SAIDI wartości wskaźnika z okresu 2014-2023 utrzymują się na mniej więcej stałym poziomie (rys.13). Wartość średnia 0,91-0,98 szt., mediana 0,86-0,94
Na rysunku 14 przedstawiono wyniki porównania SAIFI z wykluczeniem MED poszczególnych dużych operatorów. Podobnie jak w przypadku SAIDI widzimy duże zróżnicowanie wśród przedsiębiorstw. Najmniejsza wartość to około 0,4 szt., dla jednego operatorów a maksymalna ponad czterokrotnie większa. W ramach poszczególnych operatorów, również zdarzają się znaczne różnice wartości SAFI w poszczególnych latach. Dla przedsiębiorstwa oznaczonego na wykresie nr 33, wartość maksymalna w analizowanym okresie jest nawet trzykrotne większa od minimalnej.
Podsumowanie
W artykule przeprowadzono analizę poziomu niezawodności zasilania odbiorców na obszarze Stanów Zjednoczonych w okresie 2014-2023, ze szczególnym uwzględnieniem wywiązywania się z zadania ciągłego dostarczania energii elektrycznej przez dużych operatorów (powyżej 1 miliona odbiorców). Do oceny ciągłości dostaw wykorzystano wskaźniki przerw w zasilaniu obliczone wg. standardu IEEE Jednolity standard zapewnia, że przedsiębiorstwa mogą być porównywane i oceniane bez obawy o zarzut, że wskaźniki są nie do końca takie same.
Rozległe, długotrwałe ekstremalne zjawiska pogodowe jakie wystąpiły na obszarze USA powodują duże zmienności wskaźników SAIDI/SAIFI. Szczególnym przykładem był huragan Irma [3], który w 2017 roku pozbawił napięcia 5,8 miliona odbiorców, a przywrócenie zasilania do wszystkich odbiorców trwało kilka tygodni. Walki z takimi żywiołami nie ułatwia fakt, że udział linii kablowych w całkowitej długości linii w USA wynosi około 20% (za 2023 r) [1]. Stąd wśród przedsiębiorstw zajmujących się dystrybucją energii plany zwiększania udziału linii kablowych [1]. Zaletą tego rodzaju linii jest zwiększenie odporności na zakłócenia spowodowane ekstremalnymi warunkami pogodowymi i pożarami.
Z analizy wskaźników SAIDI i SAIFI z wykluczaniem MED tj. dni, w których wystąpiły zdarzenia poza kontrolą operatora sieci lub wykraczające poza zwykłe warunki pracy (burze, silne wiatry, huragany, wyjątkowe oblodzenia, pożary) wynika, że wartości w okresie 2014-2023 utrzymywały się na mniej więcej stałym poziomie. Dla wszystkich przedsiębiorstw w przypadku SAIDI jest to 100-120 minut, a dla SAIFI 1 szt. Dla dużych przedsiębiorstw średnioroczne wartości były mniejsze w analizowanym okresie o 15% dla SAIDI i 23% dla SAIFI.
Odniesienie do warunków polskich
Istnieją zasadnicze różniące pomiędzy sposobem definiowania wskaźników w Polsce a standardem IEEE 1366. W dokumencie IEEE przerwa długa jest określona jako przerwa trwająca powyżej 5 minut. W Polsce są to 3 minuty, co powoduje, że więcej przerw wliczanych jest do wskaźnika SAIDI. Dłuższa przerwa powoduje także to, że można wykonać więcej automatycznych przełączeń, co skutkuje zmniejszaniem wskaźnika SAIFI. W procesie liczenia wartości wskaźników bez dni krytycznych (wskaźniki „oczyszczone”) również są różnice. Według IEEE każda przerwa obejmująca wiele dni jest przypisana do dnia, w którym przerwa się zaczyna.
W Polsce przerwy trwającej dłużej niż 24 godziny należy przypisywać do każdego dnia, w którym wystąpiły. Powoduje to, że polscy operatorzy w obliczeniach SADI nie mogą odliczyć części przerw. W Polsce operatorzy systemów dystrybucyjnych w obliczeniach wskaźników wliczają przerwy w sieci nn, SN i 110 kV (w przypadku wskaźników liczonych wg rozporządzenia w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego) lub SN i 110 kV w przypadku wskaźników liczonych na potrzeby regulacji jakościowej. Dla przedstawionych w artykule amerykańskich przedsiębiorstw poziom napięcia, który jest górną granicą sieci dystrybucyjnej to najczęściej 12,5 kV. W przypadku dużych operatorów jest to 34,5 kV.
Powyższe „łagodniejsze” założenia standardu IEEE sprawiają, że w USA wskaźniki z definicji powinny być niższe. Oczywiście nie jest to takie jednoznaczne, szczególnie jeżeli analizujemy przerwy spowodowane wszystkimi zdarzeniami, ponieważ znaczny wpływ na nie mają ekstremalne warunki pogodowe, które w Stanach Zjednoczonych występują częściej i z większą siłą. Na korzyść Polski przemawia za to udział linii kablowych, który jest większy o 10 p.p. niż w USA. Biorąc pod uwagę powyższe różnice trudno, bez głębszej analizy, dokonać porównania poziomu niezawodności sieci dystrybucyjnej w Polsce i USA.
Literatura
[1] Beehler, M. (2023). “Distribution Goal: 50% Underground by 2040.” https://www.tdworld.com/smart-utility/article/21253499/distribution-goal-50-underground-by-2040
[2] Tomczykowski J., Metody statystyczne oceny wskaźników ciągłości dostaw energii elektrycznej Energia Elektryczna 7/2017
[3] Reuters. (2017). “Irma knocks out power to about 5.8 million. https://www.cnbc.com/2017/09/11/irma-knocks-out-power-to-nearly-four-million-in-florida-utilities.html
[4] Źródło danych: https://www.eia.gov/electricity/data/eia861
JAROSŁAW TOMCZYKOWSKI, Biuro PTPiREE
