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IEEE definiciones estándar para uso en la Información de Generación de Electricidad Unidad R iabilidad, Av dimensiones pueden ser, y Productividad

IEEE Power Engineering Society Patrocinado por el Análisis de alimentación del sistema, Computación, y el Comité de Economía

Avenida 3 IEEE Parque Nueva York, NY 10016-5997, EE.UU. 15 de marzo

de de 2007

IEEE Std 762 ™ - 2006 (Revisión de la norma IEEE Std 762-1987)

Reconocido como una

Nacional Americano de Normas (ANSI)

IEEE Std 762 ™ -2006 (Revisión de la norma IEEE Std 762-1987)

IEEE definiciones estándar para uso en la Información eléctrica unidad generadora de fiabilidad, disponibilidad y productividad

Patrocinador

Análisis de alimentación del sistema, Computación, y el Comité de Economía

del IEEE Power Engineering Society

Aprobó 29 de diciembre de de 2006

Instituto Americano de Estándares Nacionales

Aprobada el 15 de septiembre de de 2006

Consejo de Normas IEEE-SA

Abstracto: Esta norma proporciona una metodología para la interpretación de generación eléctrica de datos de rendimiento unidad de varios sistemas y para facilitar las comparaciones entre diferentes sistemas. También normaliza la terminología y los índices de informar las medidas de fiabilidad, disponibilidad, rendimiento y productividad de la unidad de generación eléctrica. Esta norma está destinada a ayudar a la industria de la energía eléctrica en la presentación de informes y la evaluación de la fiabilidad eléctrica generadora de unidad, la disponibilidad y la productividad al tiempo que reconoce las necesidades de la industria de la energía, incluyendo la competencia del mercado. Se incluyen las ecuaciones para la tasa de paro forzado demanda equivalente (EFOR re), estados recientemente identificados interrupción, análisis de disponibilidad comercial, ecuaciones ponderadas de energía para los índices de rendimiento de grupo, las definiciones de control externo de gestión (OMC), la puesta en común metodologías y cálculos basados ​en el tiempo para los índices de rendimiento del grupo.

palabras clave: estado disponible, EFOR re, demanda equivalente forzado tasa de corte, corte de forzado, parada de mantenimiento, OMC, control de gestión exterior, interrupción planeada, la metodología de la puesta en común, de transición entre estados activos, estado de indisponibilidad, factor ponderado

_________________________ El Instituto de Ingenieros Eléctricos y Electrónicos, Inc. 3 Park Avenue, Nueva York, NY 10016-5997, EE.UU. Copyright © 2007 por el Instituto de Ingenieros Eléctricos y Electrónicos, Inc. Todos los derechos reservados. Publicado el 15 de marzo de 2007. Impreso en los Estados Unidos de América.

IEEE es una marca registrada en la Oficina de Patentes y Marcas de Estados Unidos, propiedad del Instituto de Ingenieros Eléctricos y Electrónicos, Incorporated.

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ISBN 0-7381-5225-0

SH95672

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La existencia de un estándar IEEE no implica que no hay otras maneras de producir, probar, medir, compra, mercado, o proporcionar otros bienes y servicios relacionados con el ámbito de aplicación de la Norma IEEE. Además, el punto de vista expresado en el momento un estándar es aprobada y emitida está sujeto a cambio provocada a través de la evolución en el estado de la técnica y las observaciones recibidas de los usuarios de la norma. Cada estándar IEEE es sometido a revisión al menos cada cinco años para la revisión o la reafirmación. Cuando un documento es más de cinco años y no se ha reafirmado, es razonable concluir que su contenido, aunque todavía de algún valor, no reflejan en su totalidad el estado actual de la técnica. Se advierte a los usuarios a comprobar para determinar que tienen la última edición de cualquier estándar IEEE.

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Interpretaciones: De vez en cuando pueden surgir preguntas sobre el significado de las porciones de las normas que se refieren a aplicaciones específicas. Cuando la necesidad de interpretaciones se pone en conocimiento del IEEE, el Instituto iniciará acción para preparar las respuestas adecuadas. Dado que los estándares de IEEE representan un consenso de los intereses afectados, es importante asegurarse de que cualquier interpretación ha recibido también la concurrencia de un equilibrio de intereses. Por esta razón, IEEE y los miembros de sus sociedades y comités de coordinación de las normas no son capaces de proporcionar una respuesta inmediata a las solicitudes de interpretación, excepto en aquellos casos en que el asunto ha recibido previamente el examen oficial. En conferencias, simposios, seminarios o cursos educativos,

Comentarios de la revisión de los estándares de IEEE son bienvenidos de cualquier parte interesada, sin importar la afiliación de miembros con los estándares IEEE. Sugerencias para cambios en los documentos deben estar en la forma de una propuesta de cambio de texto, junto con las observaciones de apoyo adecuados. Los comentarios sobre las normas y las solicitudes de interpretaciones deben dirigirse a:

Secretario, IEEE-SA Standards Board 445 Hoes Lane, Piscataway, NJ 08854 EE.UU.

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Introducción Esta introducción no es parte de IEEE Std 762-2006, IEEE definiciones estándar para uso en la Información eléctrica unidad generadora de fiabilidad, disponibilidad y productividad.

Las medidas de rendimiento de la unidad de generación se han definido, registrados, y utilizado por la industria de la energía eléctrica durante más de 60 años. El mayor enfoque en el rendimiento unidad generadora en un mercado competitivo ha hecho que los organismos reguladores y la industria para colocar un mayor énfasis en las medidas de rendimiento.

Este estándar fue desarrollado en 1987, sobre la base de los esfuerzos iniciados en 1980, para proporcionar la terminología y los índices para su uso en sistemas de datos existentes o en sistemas futuros. El objetivo de esta revisión es en las medidas de rendimiento para ser utilizados en un mercado competitivo.

Algunos índices se basan en horas de época. Mediante el uso de una base tal común, relaciones aditivas simples entre diferentes índices de resultados y el uso de las horas de período, resulta conjuntos de índices que suman 100%. Otros índices no se basan en horas de época. Esta revisión de la norma ha incluido términos de unidades que participan en las operaciones de carga nonbase. El 762 Grupo de Trabajo IEEE define suficientes categorías de datos (estados, horas, los niveles de capacidad) de modo que los índices adecuados para todos los tipos de unidades pueden ser calculados.

Cabe señalar que incluso el uso de todos los índices y los términos no puede identificar las razones subyacentes y, a veces convincentes para el rendimiento perdido. El grupo de trabajo IEEE 762 lleva a cabo una revisión a fondo del concepto y las prácticas de disponibilidad comercial. El grupo de trabajo acordó por unanimidad que la disponibilidad comercial debería estudiarse más, pero no debe ser una parte de esta norma. Lo mejor sería dirigida en un nuevo estándar. Los esfuerzos para el desarrollo de un nuevo estándar tales fueron juzgados para estar fuera del alcance de la carga y la responsabilidad del grupo de trabajo.

Aviso a los usuarios

Errata Erratas, si las hay, para esta y todas las demás normas se pueden consultar en la siguiente dirección URL: http: // standards.ieee.org/reading/ieee/updates/errata/index.html. Se anima a los usuarios a comprobar esta URL para erratas periódicamente.

interpretaciones interpretaciones actuales se pueden consultar en la siguiente dirección URL: http://standards.ieee.org/reading/ieee/interp/ index.html.

patentes Se llama la atención a la posibilidad de que la aplicación de esta norma puede requerir el uso de la materia protegida por los derechos de patente. Por la publicación de esta norma, no posición se toma con respecto a la existencia o validez de los derechos de patentes en relación con la misma. El IEEE no será responsable de identificar

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patentes o solicitudes de patentes para las que se pueden requerir una licencia para poner en práctica un estándar IEEE o para la realización de investigaciones sobre la validez jurídica o el alcance de las patentes que se señalan a su atención.

Participantes Esta norma fue preparado por el Grupo de Trabajo IEEE 762 del Subcomité fiabilidad, el riesgo y Aplicaciones de probabilidad (RRPA) del Comité de Sistemas de Potencia del IEEE Power Engineering Society Análisis, Computación y Economía (PSACE). En el momento en que se completó estándar, el grupo de trabajo IEEE 762 tenía los siguientes miembros:

Andrew P. Ford, Silla Ronald M. Fluegge, Secretario Murty P. Bhavaraju

G. Michael Curley

Vince Micali Joydeep Mitra Marcus

X. Henry Chao John W.

Clifford H. Grigg James

T. Schilling Alexander W.

Charlton Ali Asraf

W. James J. Kirby Lofe

Schneider, Jr. Gary A. Schuck

Chowdhury Christopher R.

Pamela A. McPeck

Cordes

Los siguientes miembros del comité de votación individuales votaron en esta norma. Balloters hayan votado para su aprobación, desaprobación o abstención. William J. Ackerman Gary R. Engmann Ronald

Faramarz Maghsoodlou James D.

SK Aggarwal Adewole C.

M. Fluegge Rabiz N. Foda

McCalley Mark F. McGranaghan

Akpose Sabre

Andrew P. Ford Shawn M.

Gary L. Michel Joydeep Mitra Karl

Azizi-Ghannad Martin L.

Galbraith Clifford H. Grigg

N. Mortensen Glenn A. Mottershead

Baughman Murty P.

Randall C. Groves James

Michael S. Newman Lorena K.

Bhavaraju Wallace B. Binder,

H. Gary A. Gurney

Padden Joshua S. Park Howard W.

Jr. John P. Bonner Stuart H.

Heuston Farshad J.

Penrose Ted Riccio Michael A.

Borlase Steven R.

Hormozi David A. Horvath

Roberts Charles W. Rogers

Brockschink Gustavo A.

Dennis Horwitz Arshad

Alexander W. Schneider, Jr. Gary A.

Brunello S. Caso James

Hussain David W . José

Schuck Charles E. Simmons David

A. Jackson Jarque James

Singleton John H. repuesto Brandon

W. Kirby Jim Kulchisky

S. Swartley James E. Timperley

X. Henry Chao Danila

säumen K. Kundu John

Michael S. Tucker Joe D. Watson

Chernetsov Ali Asraf

Lackey G. Roger G.

Luis E. Zambrano Ahmed F. Zobaa

Chowdhury Donald Chu

Lawrence Solomon Lee

Stephen P. Conrad P.

Yeou canción Lee William

Tommy Cooper

Lumpkins

G. Michael Curley Jorge E. Fernández Daher Bostjan K. Derganc Carlo Donati Randall L. Dotson Neal B. Dowling, Jr. Ernest M. Duckworth, Jr.

GL Luri

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Cuando el Consejo de Normas IEEE aprobó esta norma el 15 de septiembre de 2006, que tenía los siguientes miembros:

Steve M. Mills, Silla Don Wright, Ex Presidente

Richard H. Hulett, Vicepresidente

Judith Gorman, Secretario Mark D. Bowman Dennis

William B. Hopf Lowell G.

TW Olsen Glenn Parsons

B. Brophy José Bruder

Johnson Herman Koch

Ronald C. Petersen Gary S.

Richard Cox Bob Davis

José L. Koepfinger * David

Robinson Frank Piedra

Julian Forster * Joanna

J. Ley Daleep C. Mohla

Malcolm V. Thaden Richard

N. Guenin Mark S.

Paul Nikolich

L. Townsend Joe D.

Raymond Halpin

Watson Howard L. Wolfman

Hapeman

* miembro emérito También se incluyen los siguientes enlaces Consejo de Normas IEEE-SA sin derecho a voto:

Satish K. Aggarwal, NRC Representante

Richard Blasio, DOE Representante Alan H. Cookson, NIST Representativ mi

Jennie Steinhagen

IEEE Programa Director de Normas, Desarrollo Documento

Mateo Ceglia IEEE Programa Director de Normas, Desarrollo del Programa Técnico

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CONTENIDO

1. Información general ............................................... .................................................. .................................................. . 1

1.1 Alcance ................................................ .................................................. ................................................. 2

1.2 Propósito ................................................ .................................................. .............................................. 2

2 Referencias normativas.............................................. .................................................. .................................. 2

3. Definiciones ............................................... .................................................. ................................................. 3 4. Unidad estados .............................................. .................................................. .................................................. . 8

4.1 ................................................ activos .................................................. ................................................ 8 4.2 de apagado Desactivado ............................................... .................................................. ....................... 11 5. condiciones de Capacidad .............................................. .................................................. .......................................... 13

5.1 Capacidad máxima (MC) ............................................ .................................................. .................... 13

5.2 capacidad de fiar ............................................... .................................................. ......................... 14 5.3 Capacidad disponible ............................................... .................................................. ............................ 14 5.4 reducción de potencia por temporada ............................................... .................................................. .............................. 14

5.5 Unidad de reducción de potencia ............................................... .................................................. ..................................... 14 5.6 Planificación de la reducción de potencia ............................................... .................................................. ............................... 14

5.7 reducción de potencia no planificada ............................................... .................................................. ........................... 14

5.8 capacidad nominal instalada .............................................. .................................................. .............. 15 6. designaciones y fechas Tiempo ............................................ .................................................. ....................... dieciséis

6.1 horas totales (TH) ............................................ .................................................. .................................. dieciséis horas 6.2 Periodo (PH) o las horas activas (ACTH) ...................................... ................................................. dieciséis

6.3 horas de apagado desactivado (DSH) ........................................... .................................................. ..... 17

6,4 horas disponibles (AH) ............................................ .................................................. .......................... 17

hora 6,5 ​Servicio (SH) ............................................ .................................................. ............................... 17 6,6 horas de apagado de reserva (RSH) ........................................... .................................................. ............ 17

6.7 horas no disponibles (UH) ............................................ .................................................. ....................... 17 6,8 horas interrupción planeada (POH) ........................................... .................................................. ................ 18 6,9 horas interrupción no planificada (UOH) ........................................... .................................................. ........... 18 6.10 horas de interrupción forzada (FOH) ........................................... .................................................. ................ 18

6.11 horas parada de mantenimiento (MS) ........................................... .................................................. ..... 20 6.12 Unidad derratea horas (UNDH) ........................................... .................................................. ............... 20 6.13 Planificación derratea horas (PDH) ........................................... .................................................. ............. 20

6,14 Unplanned derratea horas (UDH) ........................................... .................................................. ........ 21 6.15 horas de potencia reducida forzada (FDH) ........................................... .................................................. ............... 21

6.16 Mantenimiento derratea horas (MDH) ........................................... .................................................. .... 22

6,17 Seasonal derratea horas (SDH) ........................................... .................................................. ............ 22 6.18 horas equivalentes (E) ............................................ .................................................. .......................... 22 6.19 fecha de Servicio (SD) ............................................ .................................................. ............................... 25 6.20 fecha de desactivación ............................................... .................................................. ............................ 25

6.21 fecha de Reactivación ............................................... .................................................. ............................ 25 7. Condiciones de Energía .............................................. .................................................. ............................................. 26

7.1 generación real (AAG) ............................................ .................................................. .................... 26 7.2 generación máxima (MG) ............................................ .................................................. ................. 26 7.3 Disponible generación (AG) ............................................ .................................................. .................. 26 7.4 generación No Disponible (UG) ............................................ .................................................. ............... 26

7,5 Seasonal generación disponible (SUG) ........................................... ................................................. 27

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7,6 de generación de reserva (RG) ............................................ .................................................. ..................... 27 7.7 generación reducción del regimen (DG) ............................................ .................................................. ..................... 27

8. índices de rendimiento de una unidad individual .......................................... .................................................. ... 28 8.1 Planificación de factor de interrupción (POF) ........................................... .................................................. ................ 28

8.2 factor de interrupción no planificada (UOF) ........................................... .................................................. ........... 28

8.3 factor de interrupción forzada (FOF) ........................................... .................................................. .................. 28 8.4 Mantenimiento factor de interrupción (MOF) ........................................... .................................................. ....... 28

8.5 factor de indisponibilidad (UF) ............................................ .................................................. ................... 28 8.6 factor de disponibilidad (AF) ............................................ .................................................. ....................... 28

8.7 Factor de servicio (SF) ............................................ .................................................. ............................... 29 8,8 Seasonal factor de reducción de potencia (SDF) ........................................... .................................................. ............. 29

8.9 Unidad factor de reducción (UDF) ........................................... .................................................. ................... 29

8.10 factor de indisponibilidad Equivalente (FUE) ........................................... ................................................. 29 8.11 factor de disponibilidad equivalente (EAF) ........................................... .................................................. ... 29

8.12 factor de capacidad bruto (GCF) ........................................... .................................................. ............... 30 8.13 factor de capacidad neta (NCF) ........................................... .................................................. .................. 30

8.14 factor de salida bruto (GOF) ........................................... .................................................. .................. 30 8.15 factor de salida neto (NOF) ........................................... .................................................. ..................... 30

8.16 tasa de paro forzado (FOR) ........................................... .................................................. ................... 30 8,17 tasa equivalente forzada interrupción (EFOR) .......................................... .................................................. 31 8,18 equivalente de factor interrupción planeada (epoF) .......................................... ............................................. 33 8.19 Equivalente factor de interrupción no planificada (EUOF) .......................................... ........................................ 33

8,20 equivalente de factor interrupción forzada (EFOF) .......................................... ................................................ 33

8.21 Equivalente factor de parada de mantenimiento (EMOF) .......................................... .................................... 33 8.22 el tiempo medio de servicio de interrupción ............................................ .................................................. .............. 33

8,23 duración de la interrupción Mean .............................................. .................................................. ...................... 34

8.24 A partir fiabilidad (SR) ............................................ .................................................. ...................... 34 8,25 tasa de ciclo (CR) o tiempo de ejecución promedio (ART) ..................................... ............................................ 34 9. cálculos para los índices de rendimiento de grupo no ponderado (basados ​tiempo) ..................................... .............. 35 9.1 Planificación de factor de interrupción (POF) ........................................... .................................................. ................ 35

9.2 factor de interrupción no planificada (UOF) ........................................... .................................................. ........... 35

9.3 factor de interrupción forzada (FOF) ........................................... .................................................. .................. 35 9.4 Mantenimiento factor de interrupción (MOF) ........................................... .................................................. ....... 36

9.5 factor de indisponibilidad (UF) ............................................ .................................................. ................... 36 9.6 factor de disponibilidad (AF) ............................................ .................................................. ....................... 36

9.7 Factor de servicio (SF) ............................................ .................................................. ............................... 36 9,8 Seasonal factor de reducción de potencia (SDF) ........................................... .................................................. ............. 36 9.9 Unidad de factor de reducción de potencia (UDF) ........................................... .................................................. ................... 36

9.10 factor de indisponibilidad Equivalente (FUE) ........................................... ................................................. 37 9.11 factor de disponibilidad equivalente (EAF) ........................................... .................................................. ... 37

9.12 factor de capacidad bruto (GCF) ........................................... .................................................. ............... 37 9.13 factor de capacidad neta (NCF) ........................................... .................................................. .................. 37

9.14 factor de salida bruto (GOF) ........................................... .................................................. .................. 37 9.15 factor de salida neto (NOF) ........................................... .................................................. ..................... 38

9.16 tasa de paro forzado (FOR) ........................................... .................................................. ................... 38 9,17 tasa equivalente forzada interrupción (EFOR) .......................................... .................................................. 38 9,18 equivalente de factor interrupción planeada (epoF) .......................................... ............................................. 39 9.19 Equivalente factor de interrupción no planificada (EUOF) .......................................... ........................................ 39

9,20 equivalente de factor interrupción forzada (EFOF) .......................................... ................................................ 39

9.21 Equivalente factor de parada de mantenimiento (EMOF) .......................................... .................................... 39

9.22 A partir fiabilidad (SR) ............................................ .................................................. ...................... 40 9,23 tasa de ciclo (CR) o tiempo de ejecución promedio (ART) ..................................... ............................................ 40

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10. Capacidad cálculos ponderados para los índices de rendimiento grupo ........................................ .................... 41 10,1 ponderado factor de interrupción planeada (WPOF) .......................................... .............................................. 41 10.2 ponderado factor de interrupción no planificada (WUOF) .......................................... ......................................... 41

10,3 ponderado factor de interrupción forzada (WFOF) .......................................... ................................................ 41

10.4 ponderado factor de parada de mantenimiento (WMOF) .......................................... ..................................... 42

10,5 factor de indisponibilidad ponderado (FUM) ........................................... ................................................. 42 10.6 factor de disponibilidad ponderado (WAF) ........................................... .................................................. ... 42

10.7 factor de servicio ponderado (FSM) ........................................... .................................................. .......... 42 10,8 ponderado factor de reducción estacional (WSDF) .......................................... .......................................... 42 10,9 ponderado factor de unidad de reducción de potencia (WUDF) .......................................... ................................................. 42

10,10 ponderado factor de indisponibilidad equivalente (WEUF) .......................................... ............................ 43 10.11 ponderado factor de disponibilidad equivalente (WEAF) .......................................... ................................ 43

10.12 factor de capacidad bruto (GCF) ........................................... .................................................. ............. 43 10.13 factor de capacidad neta (NCF) ........................................... .................................................. ................ 43

10.14 factor de salida bruto (GOF) ........................................... .................................................. ................ 43 10.15 factor de salida neto (NOF) ........................................... .................................................. ................... 44 10,16 tasa ponderada forzada interrupción (WFOR) .......................................... ................................................. 44 10,17 tasa ponderada equivalente forzada interrupción (WEFOR) ......................................... .............................. 44 10,18 ponderado factor de interrupción planeada equivalente (WEPOF) ......................................... ......................... 45 10.19 ponderado equivalente factor de interrupción no planificada (WEUOF) ......................................... .................... 45

10,20 ponderado factor de equivalente forzada interrupción (WEFOF) ......................................... ........................... 45

10,21 ponderado factor de parada de mantenimiento equivalente (WEMOF) ......................................... ................ 46 Anexo A (informativo) Correlación entre estado de la unidad y las definiciones reducción de potencia de capacidad ............................ 47

Anexo B (informativo) Las transiciones entre estados activos ......................................... ................................... 48 Anexo C (informativo) Las relaciones entre los índices de rendimiento basados ​en período de horas ............................ 50

Anexo D (informativo) Fuera de control de gestión de la planta ......................................... ................................ 54

Anexo E (Informativo) Glosario de términos y abreviaturas ........................................ ............................... 56

Anexo F (Informativo) metodologías de utilización conjunta, para EFOR d ................................................. ......................... 59 F.1 sin ponderar la puesta en común ............................................. .................................................. ........................... 59

F.2 Fomento de la agrupación ponderada ........................................... .................................................. ................... 62 Anexo G (informativo) Condiciones límite para los índices de interrupción forzada ....................................... ................ sesenta y cinco

Anexo H (informativo) Bibliografía ............................................ .................................................. ............. 66

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1. Visión general Aunque una unidad de generación incluye generalmente todos los equipos del sistema de suministro de combustible hasta los terminales de alta tensión del transformador elevador de generador y de los transformadores de servicio de la estación, todo caso la prevención de la capacidad de la unidad de generación de electricidad a los productos en su capacidad máxima es de cubierta en el alcance de esta norma. A veces, la unidad generadora no puede proporcionar la energía necesaria para el cliente debido a problemas no relacionados con el equipo de la planta de energía. Algunos ejemplos de estos “acontecimientos externos” son fallos de transmisión del sistema, huelgas laborales, y las tormentas catastróficas. NOTA-Véase el Anexo D para una discusión sobre estos eventos externos. 1

La fiabilidad en esto abarca estándar medidas de la capacidad de las unidades de generación para llevar a cabo su función prevista.

Disponibilidad medidas se refieren a la fracción de tiempo en el que una unidad es capaz de proporcionar el servicio y da cuenta de la frecuencia de corte y la duración. Las medidas de productividad tienen que ver con la potencia total producida por una planta con respecto a su potencial de producción de energía. Una planta podría comprender una unidad o un número de unidades. Por lo tanto, las medidas de productividad consideran magnitud del evento, así como la frecuencia y la duración de evento.

Este estándar fue desarrollado para su aplicación a nivel de la unidad; no se ocupa de las aplicaciones a nivel de componente de la planta o sistema. Debido a estas excepciones, se debe tener cuidado al usar este estándar por debajo del nivel de la unidad.

Muchos de los índices de rendimiento definidos en la cláusula 8 se expresa como las tasas de interrupción o factores, y es importante tener en cuenta la diferencia. Un factor representa el porcentaje de tiempo en el período de estudio que una unidad ocupada un estado dado, como en factor de disponibilidad (AF), forzado factor de interrupción (FOF), o factor de servicio. Un factor también puede representar el porcentaje de un resultado total conseguido, como factor de capacidad representa la relación del real a teóricamente posible generación. Los factores pueden ser añadidos para proporcionar una contabilidad total de estados de la unidad durante un período determinado.

1

Las notas en texto, tablas y figuras se dan sólo a título informativo y no contienen los requisitos necesarios para aplicar esta norma.

1 Copyright © 2007 IEEE. Todos los derechos reservados.

IEEE Std 762-2006 IEEE definiciones estándar para uso en la Información eléctrica unidad generadora de fiabilidad, disponibilidad y productividad

Por comparación, las tasas de interrupción proporcionan una medida de la probabilidad, calculada a partir de datos históricos, de la existencia de un estado de interrupción del cualquier momento en el futuro o en ciertas condiciones. Fijación del plazo equivalente a cualquier tasa o factor, como el factor equivalente de disponibilidad (EAF) o la tasa de interrupción forzada equivalente (EFOR), indica que ambos cortes completos y deratings se han considerado en el cálculo.

El término demanda aplicada a una tasa de, como en EFOR re, indica que la probabilidad de una ocurrencia se ha estimado por períodos cuando la unidad está en la demanda para generar Cuando las estadísticas se combinan para más de una unidad, el término ponderado indica que los datos de cada unidad influyen en total en proporción a su tamaño o de otro factor de ponderación indicada. Véase la cláusula 9 y la Cláusula 10.

1.1 Alcance En este documento se estandariza la terminología y los índices de fiabilidad para informar eléctrica generadora de unidad, la disponibilidad y las medidas de rendimiento de la productividad, mientras que el reconocimiento de las necesidades de la industria de la energía, incluyendo la competencia del mercado. Este estándar también incluye ecuaciones para la demanda equivalente obligados tasa de corte (EFOR re), estados recientemente identificados interrupción, análisis de disponibilidad comercial, ecuaciones ponderadas de energía para los índices de rendimiento de grupo, las definiciones de control externo de gestión (OMC), la puesta en común metodologías y cálculos basados ​en el tiempo para los índices de rendimiento del grupo.

1.2 Propósito Esta norma está destinada a ayudar a la industria de la energía eléctrica en la presentación de informes y evaluación eléctrica unidad de generación de fiabilidad, disponibilidad, y la productividad. Originalmente fue desarrollado para superar las dificultades en la interpretación de los datos de generación de electricidad rendimiento de la unidad de diversos sistemas y facilitar las comparaciones entre los diferentes sistemas. La norma también hace posible el intercambio de datos entre los sistemas significativos en América del Norte y en todo el mundo.

2. Referencias normativas Los siguientes documentos referenciados son indispensables para la aplicación de este documento. Para las referencias con fecha, sólo se aplica la edición citada. Para las referencias sin fecha se aplica la última edición del documento de referencia (incluyendo cualquier modificación o corrección) se aplica. Ninguna

2 Copyright © 2007 IEEE. Todos los derechos reservados.

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3. Definiciones Esta cláusula proporciona las definiciones conceptuales de los índices de rendimiento básicos mientras que las ecuaciones para calcular los índices se incluyen en la cláusula 8 o Cláusula 10. El específico subcláusula en la cláusula 8 o la Cláusula 10 se referencia para cada término definido.

factor de disponibilidad 3.1 (AF): La fracción de un período de funcionamiento dado en el que una unidad de generación está disponible sin interrupciones. NOTA: consulte 8.6.

3.2 demanda obligó tasa de interrupción (PARA re): Una medida de la probabilidad de que una unidad de generación no estará disponible debido a paradas forzosas cuando hay demanda en la unidad para generar. NOTA: consulte 8.16.2.

3.3 Reducción de potencia utilización ajustado forzado probabilidad de interrupción (DAUFOP): Una medida de la probabilidad de que una unidad de generación no estará disponible cuando sea necesario (reducción de potencia incluido). NOTA: consulte 8.17.3.

3.4 factor de disponibilidad equivalente (EAF): La fracción de un período de funcionamiento dado en el que una unidad de generación está disponible sin interrupciones y el equipo o deratings estacionales. NOTA: consulte 8.11.

3,5 equivalentes factor de disponibilidad excluyendo deratings estacionales (EEP XS): La fracción de un período de funcionamiento dado en el que una unidad de generación está disponible sin interrupciones y deratings de equipos. NOTA: consulte 8.11.1.

3,6 equivalente factor de interrupción forzada (EFOF): La fracción de un período de funcionamiento dado en el que una unidad de generación no está disponible debido a paradas forzosas y deratings. NOTA: consulte 8.20.

3,7 tasa de interrupción forzada equivalente (EFOR): Una medida de la probabilidad de que una unidad de generación no estará disponible debido a paradas forzosas o deratings forzados. NOTA: consulte 8.17.

3.8 demanda equivalente tasa de interrupción forzada (EFOR re): Una medida de la probabilidad de que una unidad de generación no estará disponible debido a paradas forzosas o deratings forzados cuando hay demanda en la unidad para generar.

NOTA: consulte 8.17.2.

3,9 equivalente tasa de interrupción forzada total de generador u otras funciones (EFOR T): Una medida de la probabilidad de que una unidad de generación no estará disponible debido a paradas forzosas o deratings forzados incluyendo la exposición a las funciones y no generadores. NOTA: consulte 8.17.1.

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3,10 equivalente factor de parada de mantenimiento (EMOF): La fracción de un período de funcionamiento dado en el que una unidad de generación no está disponible debido a las interrupciones de mantenimiento y deratings de mantenimiento. NOTA: consulte 8.21.

3,11 equivalente factor de interrupción planeada (epoF): La fracción de un período de funcionamiento dado en el que una unidad de generación no está disponible debido a interrupciones planificadas y deratings planificadas. NOTA: consulte 8.18.

3.12 factor de indisponibilidad equivalente (FUE): La fracción de un período de funcionamiento dado en el que una unidad de generación no está disponible debido a los cortes y deratings. NOTA: consulte 8.10.

3,13 equivalentes factor de interrupción no planificada (EUOF): La fracción de un período de funcionamiento dado en el que una unidad de generación no está disponible debido a deratings forzados y paradas de mantenimiento y forzados y mantenimiento. NOTA: consulte 8.19.

3.14 factor de interrupción forzada (FOF): La fracción de un período de funcionamiento dado en el que una unidad de generación no está disponible debido a paradas forzosas. NOTA: consulte 8.3.

3.15 tasa de paro forzado (DE): Una medida de la probabilidad de que una unidad de generación no estará disponible debido a paradas forzosas. NOTA: consulte 8.16.

3,16 obligados total de tasa de corte (FOR T): Una medida de la probabilidad de que una unidad de generación no estará disponible debido a paradas forzosas incluyendo la exposición a las funciones y no generadores. NOTA: consulte 8.16.1.

3.17 factor de capacidad bruto (GCF): La energía bruta que fue producido por una unidad de generación en un período dado como una fracción de la generación bruto máximo (GMG). GMG es las horas Período (PH) veces la capacidad bruta máxima (GMC). NOTA: consulte 8.12.

3.18 factor de producción bruta (GOF): factor de capacidad bruta (GCF) cuando el período es aplicable solamente al estado en servicio. NOTA: consulte 8.14.

factor de corte de 3,19 mantenimiento (MOF): La fracción de un período de funcionamiento dado en el que una unidad de generación no está disponible debido a paradas de mantenimiento. NOTA: consulte 8.4.

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3.20 factor de capacidad neta (NCF): La energía neta que fue producido por una unidad de generación en un período dado como una fracción de la generación neta máxima (NMG). NMG es las horas Período (PH) veces la capacidad neta máxima (NMC). NOTA: consulte 8.13.

3.21 factor de producción neta (NOF): factor de capacidad neta (NCF) cuando el período es aplicable solamente al estado en servicio. NOTA: consulte 8.15.

3,22 planeado factor de interrupción (POF): La fracción de un período de funcionamiento dado en el que una unidad de generación no está disponible debido a interrupciones planificadas. NOTA: consulte 8.1.

3.23 fiabilidad de partida (SR): Una medida de la probabilidad de que una unidad de generación comenzará con éxito cuando se requiera. NOTA: consulte 8.24.

3.24 factor de indisponibilidad (UF): La fracción de un período de funcionamiento dado en el que una unidad de generación no está disponible debido a los cortes. NOTA: consulte 8.5.

3,25 utilización probabilidad de interrupción forzada (UFOP): Una medida de la probabilidad de que una unidad de generación no estará disponible debido a paradas forzosas cuando hay demanda en la unidad para generar. NOTA: consulte 8.16.3. UFOP es la misma que la tasa de interrupción forzada de la demanda (PARA d) ( ver 3.2); Sin embargo, UFOP se utiliza en Canadá.

3.26 factor de interrupción no planificada (UOF): La fracción del período de una unidad de generación no está disponible debido a interrupciones no planificadas. NOTA: consulte 8.2.

3.27 factor de disponibilidad ponderada (WAF): El factor de disponibilidad de capacidad ponderada para una flota de unidades.

Ver: factor de disponibilidad (AF). NOTA: consulte 10.6.

3,28 demanda ponderado tasa de interrupción forzada (WFOR re): La demanda ponderada capacidad obligado tasa de corte para una flota de unidades. Ver: exigir tasa de paro forzado (PARA re). NOTA: consulte 10.16.2.

3,29 ponderado utilización ajustado reducción de potencia forzado probabilidad de interrupción (WDAUFOP): La capacidad de reducción de potencia ponderada utilización ajustado forzado probabilidad de interrupción para una flota de unidades. Ver: reducción de potencia utilización ajustado forzado probabilidad de interrupción (DAUFOP). NOTA: consulte 10.17.3.

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3.30 ponderada factor de disponibilidad equivalente (WEAF): La capacidad pondera factor de disponibilidad equivalente para una flota de unidades. Ver: factor de disponibilidad equivalente (EAF). NOTA: consulte 10.11.

3,31 ponderada factor de disponibilidad equivalente excluyendo deratings estacionales (WEAF XS): La capacidad pondera factor de disponibilidad equivalente excluyendo deratings de temporada para una flota de unidades. Ver: equivalente factor de disponibilidad excluyendo deratings estacionales (EAF XS). NOTA: consulte 10.11.1.

3,32 ponderado factor de equivalente forzada interrupción (WEFOF): La capacidad equivalente ponderado obligado factor de interrupción para una flota de unidades. Ver: factor de equivalente forzada interrupción (EFOF). NOTA: consulte 10.20.

3,33 tasa ponderada equivalente forzada interrupción (WEFOR): La capacidad equivalente ponderado obligado tasa de corte para una flota de unidades. Ver: tasa equivalente forzada interrupción (EFOR). NOTA: consulte 10.17.

3,34 ponderado demanda equivalente tasa de interrupción forzada (WEFOR re): La capacidad equivalente ponderado demanda obligó tasa de corte para una flota de unidades. Ver: demanda tasa de interrupción forzada equivalente (EFOR re). NOTA: consulte 10.17.2.

3,35 ponderado tasa de interrupción total de generadora forzada equivalente o otras funciones (WEFOR T): La capacidad ponderado tasa de interrupción total de generadora forzada equivalente o otras funciones para una flota de unidades.

Ver: tasa de interrupción total de generadora forzada equivalente o otras funciones (EFOR T). NOTA: consulte 10.17.1.

3,36 ponderado factor de equivalente parada de mantenimiento (WEMOF): La capacidad pondera factor de parada de mantenimiento equivalente para una flota de unidades. Ver: factor de parada de mantenimiento equivalente (EMOF). NOTA: consulte 10.21.

3,37 ponderado equivalente factor de interrupción planeada (WEPOF): La capacidad pondera factor de parada programada equivalente para una flota de unidades. Ver: factor de equivalente de Planificación de interrupción (epoF). NOTA: consulte 10.18.

3,38 ponderado factor de indisponibilidad equivalente (WEUF): La capacidad pondera factor de indisponibilidad equivalente para una flota de unidades. Ver: factor de indisponibilidad equivalente (FUE). NOTA: consulte 10.10.

3,39 ponderado equivalente factor de interrupción no planificada (WEUOF): La capacidad pondera factor de interrupción no planificada equivalente para una flota de unidades. Ver: factor de equivalente no planificado interrupción (EUOF). NOTA: consulte 10,19.

3,40 ponderado factor de interrupción forzada (WFOF): La capacidad ponderado obligado factor de interrupción para una flota de unidades. Ver: factor de interrupción forzada (FOF). NOTA: consulte 10.3.

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3,41 ponderado tasa de interrupción forzada (WFOR): La capacidad ponderado obligado tasa de corte para una flota de unidades.

Ver: tasa de interrupción forzada (FOR). NOTA: consulte 10.16.

3.42 total de generador de tasa de interrupción forzada ponderado u otras funciones (WFOR T): La capacidad tabuladas forzado tasa total de generación de interrupción u otras funciones para una flota de unidades. Ver: tasa de interrupción total de generadora forzada u otras funciones (por T).

NOTA: consulte 10.16.1.

3,43 ponderada factor de parada de mantenimiento (WMOF): El factor de parada de mantenimiento de la capacidad ponderada para una flota de unidades. Ver: factor de parada de mantenimiento (MOF). NOTA: consulte 10.4.

3,44 ponderado factor de interrupción planeada (WPOF): La capacidad pondera factor de interrupción planeada para una flota de unidades. Ver: factor de interrupción planeada (POF). NOTA: consulte 10.1.

3.45 factor de indisponibilidad ponderada (FUM): La capacidad pondera factor de indisponibilidad para una flota de unidades. Ver: factor de indisponibilidad (UF). NOTA: consulte 10.5.

3,46 utilización ponderada probabilidad de interrupción forzada (WUFOP): La utilización ponderada capacidad forzado probabilidad de interrupción para una flota de unidades. Ver: utilización forzada probabilidad de interrupción (UFOP). NOTA: consulte 10.16.3.

3,47 ponderada factor de interrupción no planificada (WUOF): La capacidad pondera factor de interrupción no planificada para una flota de unidades. Ver: factor de interrupción no planificada (UOF). NOTA: consulte 10.2.

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4.

estados de la unidad

Un estado de la unidad es una condición unidad particular que es importante para la recogida de datos sobre el rendimiento. DEFINICIONES Nota-El estado están relacionados como se muestra en la Figura 1. Las transiciones entre los estados se describen en el anexo B.

Desactivado

Reserva inactiva

Apagar mothballed

Retirado

Activo

No Disponible (Sin Salida)

Disponible (cero a plena potencia)

Apagar la reserva

En servicio Planificación de la interrupción

Planificación de Deratings

sin Deratings

Deratings no planificados

Extendido

Básico

Extendido

Básico

Mantenimiento

clase 0 Clase 2

Forzado

Mantenimiento

Forzado

Clase 1 Básico

Interrupción no planificada

Clase 1

Clase 2

clase 3

clase 3 Básico

Extendido

Extendido

Figura 1 -Relation entre estados de la unidad

4.1 Activo El estado activo es donde una unidad se encuentra en la población de unidades que se informa. NOTA unidad-A entra inicialmente el estado activo en la fecha de servicio y abandona el estado activo en una fecha de desactivación.

4.1.1 Disponible El estado disponible es donde una unidad es capaz de proporcionar el servicio, independientemente de si es realmente en el servicio y con independencia del nivel de capacidad que puede ser proporcionada.

4.1.1.1

En servicio

El estado en servicio es donde una unidad está conectada eléctricamente al sistema y la función de generación de la realización.

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4.1.1.1.1

En el modo de servicio y no generadores

El estado de modo de no generadores en servicio es donde una unidad está conectada eléctricamente al sistema y la realización de funciones y no generadores. NOTA 1-Ciertos tipos de unidades pueden ser la realización de otras funciones distintas de generación mientras se está en servicio y expuesta al fracaso: Una bombea unidad de almacenamiento puede estar en modo de bombeo, una unidad de almacenamiento de energía electroquímica (batería) puede estar en el modo de carga, y una combustión turbina o una unidad hidráulica pueden estar en modo de condensación síncrona.

NOTA 2-Ciertos tipos de unidades de generación se pueden mantener en la línea en la salida mínimo cuando no hay demanda en la unidad para reducir el número de aperturas.

4.1.1.2

apagado de la reserva

El estado de la parada de reserva es cuando una unidad está disponible, pero no en servicio. NOTA: este estado se denomina a veces apagado economía.

4.1.2 Indisponible El estado de indisponibilidad es donde una unidad no es capaz de funcionar a causa de fallos operativos o equipo, restricciones externas (como se define en el anexo D), probando, trabajo que se realiza, o una condición adversa. Los persiste estado disponible hasta que la unidad se pone a disposición para el funcionamiento, ya sea por estar sincronizado con el (estado en servicio) del sistema o por la colocación en el estado de cierre de reserva.

4.1.2.1

parada programada

El estado de parada planificado es donde una unidad no está disponible debido a la inspección, pruebas, reabastecimiento de combustible nuclear, o la revisión. Una interrupción planeada está programada con mucha antelación.

4.1.2.1.1

parada programada básica

El estado de parada programada básica es la parada programada como estaba previsto y con una duración predeterminada.

4.1.2.1.2

interrupción planeada extendido

El estado de parada planificado extendida es la extensión de la parada programada básica más allá de su duración predeterminada.

parada programada NOTA-extendido se aplica sólo cuando el trabajo planificado excede duración predeterminada. La extensión, debido a una condición descubrió durante la parada planificada que las fuerzas de la extensión de la interrupción planeada, se clasifica como una interrupción imprevista de la clase 1 (ver 4.1.2.2.1.2). Un fallo de arranque daría lugar a una interrupción imprevista Clase 0 (véase

4.1.2.2.1.1)

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4.1.2.2

interrupción no planificada

El estado de interrupción no planificada es donde una unidad no está disponible, pero no está en estado de parada programada. NOTA 1-Cuando se inicia una interrupción no planificada, la interrupción se clasifica de acuerdo con una de las cinco clases, según se define en

4.1.2.2.1.1 través 4.1.2.2.1.4 y 4.1.2.2.2.1 y 4.1.2.2.2.2. Una clase 0 interrupción imprevista se aplica a un fallo de arranque, y la Clase 1 se aplica a una condición que requiere interrupción inmediata. Además, una interrupción no planificada comienza cuando termina una interrupción planeada, sino que se extiende debido al trabajo no planificado. La clase 2, clase 3, y parada de mantenimiento se aplican a los cortes donde algunos de retardo es posible en la eliminación de la unidad de servicio. La clase (2, 3, o mantenimiento) de corte se determina por la cantidad de retardo que se puede ejercer en la eliminación de la unidad. La clase de interrupción no se hace más urgente si el momento de la extracción es avanzado debido a las condiciones favorables de reservas del sistema o la disponibilidad de la capacidad de reemplazo para la duración prevista de la interrupción. Sin embargo,

Nota 2. Durante el tiempo que la unidad está en estado de interrupción no planificada, la clase de interrupción está determinado por la clase de interrupción que inicia el estado.

Nota 3. En algunos casos, existe la oportunidad durante las interrupciones no planificadas para realizar algunas de las reparaciones o mantenimiento que se han llevado a cabo durante la próxima parada programada. Si el trabajo adicional se extiende más allá de la interrupción de la requerida para la interrupción no planificada, la interrupción restante debe ser reportado como una interrupción planeada.

4.1.2.2.1

interrupción forzada

Un corte forzado no se puede aplazar más allá del final del próximo fin de semana.

4.1.2.2.1.1

Clase 0 interrupción no planificada (fallo de partida)

Una clase de interrupción 0 resultados no planificados desde el intento fallido de colocar la unidad en servicio (véase 4.1.3.1).

4.1.2.2.1.2

Clase 1 interrupción no planificada (inmediata)

Una clase 1 interrupción no planificada requiere la eliminación inmediata del estado existente. NOTA-A Clase 1 interrupción no planificada puede iniciarse desde el estado de apagado del estado o de la reserva durante el servicio. Una clase 1 interrupción no planificada también puede iniciarse desde el estado de parada programada. Ver la nota en 4.1.2.1.2.

4.1.2.2.1.3

Clase 2 interrupción no planificada (en diferido)

Una clase 2 interrupción imprevista no requiere la eliminación inmediata del estado en servicio, sino que requiere la eliminación dentro de 6 horas.

4.1.2.2.1.4

Clase 3 interrupción no planificada (pospuesto)

A Clase 3 interrupción no planificada puede posponerse más allá de 6 h, pero requiere que una unidad de ser retirado del estado en servicio antes del final de la próxima semana.

NOTA-Clase 2 y Clase 3 sólo se puede iniciar desde el estado en el servicio.

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4.1.2.2.2

parada de mantenimiento

Un corte de mantenimiento se puede aplazar más allá del extremo del próximo fin de semana, pero requiere que una unidad de ser retirado desde el estado disponible o en otro estado interrupción no planificada antes de la próxima interrupción planeada.

4.1.2.2.2.1

parada de mantenimiento básico

El estado básico parada de mantenimiento es la parada de mantenimiento como se había previsto originalmente, y que puede ser o no ser de una duración predeterminada.

4.1.2.2.2.2

parada de mantenimiento prolongado

El estado de interrupción del mantenimiento extendido es la extensión de la parada de mantenimiento básico más allá de su duración prevista.

NOTA-extendido parada de mantenimiento se aplica sólo cuando el trabajo de mantenimiento excede la duración prevista. La extensión, debido a una condición descubierta durante la parada de mantenimiento que las fuerzas de la extensión de la parada de mantenimiento, se clasifica como una interrupción imprevista de la clase 1 (ver 4.1.2.2.1.2). Un fallo de arranque daría lugar a una interrupción imprevista Clase 0 (véase 4.1.2.2.1.1).

4.1.3

4.1.3.1

Arranca la unidad

Intento de inicio de unidad de

Un intento de inicio de unidad de acción es la de traer una unidad desde el estado apagado al estado en servicio. iniciaciones repetidas de la secuencia de arranque sin lograr reparaciones correctivas se cuentan como un solo intento.

4.1.3.2

A partir fracaso

A partir de fracaso es la incapacidad para llevar una unidad de algún estado o estado de reserva de apagado disponible al estado en servicio en un plazo determinado. El período especificado puede ser diferente para unidades individuales. fracasos repetidos dentro del período de inicio especificada se cuentan como un solo fallo de partida.

4.1.3.3

inicio unidad real

El estado de la unidad real es la ocurrencia de traer una unidad de algún estado disponible o el estado de cierre de reserva al estado en servicio en un plazo determinado. El período especificado puede ser diferente para unidades individuales.

4.2 apagado Desactivado El estado de cierre desactivada es donde una unidad no está disponible para el servicio durante un período prolongado de tiempo por razones no relacionadas con el equipo.

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4.2.1 reserva inactiva El estado de reserva inactiva es donde una unidad no está disponible para el servicio, pero puede ser llevado de nuevo en servicio en un período relativamente corto de tiempo, típicamente medido en días.

4.2.2 mothballed El estado de suspensión de actividad es donde una unidad no está disponible para el servicio, pero se puede poner de nuevo en servicio con la cantidad apropiada de notificación, por lo general semanas o meses.

4.2.3 Retirado El estado es donde se retiró una unidad no está disponible para el servicio y no se espera que vuelva a servicio en el futuro.

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5. condiciones de Capacidad Los términos que implican la capacidad pueden ser expresados ​como cantidades brutas o netas.

Definiciones NOTA-La capacidad están relacionados como se muestra en la Figura 2. La correlación entre las definiciones de capacidad-reducción de potencia en esta cláusula y definiciones parcial de interrupción en el uso por la industria se muestra en el Anexo A.

Maxima capacidad La disminución de potencia de temporada = Capacidad Máxima - Capacidad confiable

Capacidad fiable Básica de Planificación de la reducción de potencia Planificación de la reducción de potencia La disminución de potencia extendida de Planificación Unidad de Reducción de potencia =

Clase 1

Fiable Capacidad - Capacidad disponible

Clase 2

La disminución de potencia no planificada

clase 3

Mantenimiento

Capacidad disponible

NOTA-Toda la capacidad y deratings han de expresarse en cualquier forma bruta o neta.

Figura 2 niveles de capacidad -Unit

5.1 Capacidad máxima (MC) La capacidad máxima es la capacidad de que una unidad puede sostener durante un período de tiempo especificado. La capacidad máxima puede expresarse como la capacidad bruta máxima (GMC) o la capacidad neta máxima (NMC). Para establecer esta capacidad, se requiere demostración formal. La prueba debe repetirse periódicamente. Este nivel capacidad demostrada se corregirá para generar condiciones para la que no debe haber restricción ambiente mínima. Cuando no se ha llevado a cabo una prueba de demostración, se utilizará la capacidad máxima estimada de la unidad.

NOTA-En la práctica, muchas organizaciones a definir las condiciones ambientales para las pruebas de clasificación de capacidad en diferentes estaciones del año (por ejemplo, verano e invierno). Las condiciones se pueden basar en la media de varios años en el momento de máxima demanda o algún otro criterio, y en general, las condiciones mejores o peores que los criterios definidos pueden ocurrir. La calificación máxima capacidad es típicamente la capacidad alcanzada en la temporada de frío, tales como el invierno.

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5.2 capacidad fiable La capacidad fiable es la capacidad máxima cuando se modifican las limitaciones ambientales durante un período determinado de tiempo, como un mes o un año. (Véase el anexo C)

5.3 Capacidad disponible La capacidad disponible es la capacidad fiable cuando se modifica la limitación equipo en cualquier momento. (Véase el anexo C)

5.4

reducción de potencia de temporada

reducción de potencia de temporada es la diferencia entre la máxima capacidad y la capacidad fiable durante una temporada especificado.

5.5

reducción de potencia unidad

Unidad de reducción de potencia es la diferencia entre la capacidad de confianza y la capacidad disponible.

5.6

reducción de potencia de Planificación

reducción de potencia está prevista la porción de una reducción de potencia unidad que está programado con mucha antelación.

5.6.1

reducción de potencia planificada básica

Una reducción de potencia planificada básica es la reducción de potencia planificada como estaba previsto y con una duración predeterminada.

5.6.2

reducción de potencia prevista extendido

Una extendida reducción de potencia planificada que es la extensión de la reducción de potencia planificada básica más allá de su duración predeterminada.

5.7

reducción de potencia no planificada

reducción de potencia no planificada es la porción de la unidad de reducción de potencia que no es una reducción de potencia planificada. eventos de reducción de potencia no planificados se clasifican de acuerdo con la urgencia con la que debe ser iniciada la reducción de potencia, como se define en

5.7.1 a través de 5.7.4.

5.7.1

Clase 1 no planificada reducción de potencia (inmediata)

Una reducción de potencia Clase 1 unplanning requiere una acción inmediata para la reducción de la capacidad.

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5.7.2

Clase 2 no planificada reducción de potencia (en diferido)

A Class 2 derating unplanning no requiere una reducción inmediata de la capacidad, pero requiere una reducción de capacidad dentro de 6 h.

5.7.3 Clase 3 derating no planificado (pospuesto) A Clase 3 derating unplanning puede posponerse más allá de 6 h, pero requiere una reducción de la capacidad antes del final de la próxima semana.

5.7.4

reducción de potencia de mantenimiento

Una reducción de potencia de mantenimiento se puede aplazar más allá del final del próximo fin de semana, pero requiere una reducción de la capacidad antes de la próxima parada programada.

5.7.4.1

reducción de potencia de mantenimiento básico

Una reducción de potencia de mantenimiento básico es el mantenimiento de reducción de potencia como estaba previsto y con una duración predeterminada.

5.7.4.2

Extendida reducción de potencia de mantenimiento

Una reducción de potencia de mantenimiento extendido es la extensión del mantenimiento básico de reducción de potencia más allá de su duración predeterminada.

5.8 la capacidad nominal instalada La capacidad nominal instalada es la capacidad bruta continua a plena carga de una unidad bajo condiciones especificadas, tal como se calcula a partir de la placa de identificación del generador eléctrico basado en el factor de potencia nominal. la capacidad nominal puede calcularse multiplicando la calificación megavoltampere por el factor de potencia. NOTA-La calificación placa de identificación del generador eléctrico puede no ser indicativa de la unidad máxima o capacidad fiable porque otro elemento o equipo (como la turbina) pueden limitar salida de la unidad.

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6. designaciones hora y la fecha NOTA-El tiempo pasado en los diversos estados de la unidad definidos en la Cláusula 4 se define en 6.1 a través de 6.11. Véase la Figura 3. En 6.12 a través de 6.17, el tiempo de una unidad estaba sujeto a las diversas categorías de unidad de reducción de potencia definido en la cláusula 5 se define. reducción de los valores de tiempo se acumula sólo durante los estados, disponibles en el servicio y apagado del sistema de reserva.

Horas Período (6.2)

Horas disponible (6.7)

Horas disponibles (6.4)

Horas de servicio (6.5)

Horas Reserva de apagado (6.6)

Horas parada programada (6.8)

Horas interrupción no planificada (6.9)

Horas de interrupción forzada (6.10)

Horas de mantenimiento de interrupción (6.11)

Figura 3 -Tiempo pasó en varios estados de la unidad

6.1 horas totales (TH) La frase horas totales representa el número de horas en un período de notificación con fechas inicial y final como se define por el calendario civil.

6.2 horas Período (PH) o las horas activas (ACTH) La frase horas del período o horas de actividad representa el número de horas una unidad estaba en el estado activo. NOTA 1-El uso del término horas del período para denotar horas en el estado activo es histórico en la industria. Localizada la recopilación de datos de la actuación de un conjunto de unidades durante un período de referencia, como un mes implícitamente recogido datos sobre sólo las unidades que estaban activos durante el mes. Si una unidad de entrada o de salida del estado activo durante el mes, puede que no se informó como su rendimiento se consideró representativa.

NOTA 2-La necesidad de restringir horas en el denominador de varios de los índices definidos a continuación para horas en el estado activo se presenta cuando la agrupación de rendimiento de la unidad durante más largo los períodos de información, comúnmente varios años, para servir como una proyección de la realización de unidades similares en el futuro. Durante períodos tan largos, puede ser importante no ignorar cualquier hora del estado activas para el cálculo de los índices de rendimiento individual o agrupada precisos cuando los datos contienen nuevas unidades que entran en servicio o unidades viejas siendo suspendido su actividad o en retiro.

Nota 3. El uso de las horas del período de cómputo en los índices de rendimiento se continúa en esta norma, pero los usuarios deben tener claro que son sólo unas horas en el estado activo.

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6.3 hora de apagado desactivadas (DSH) La frase hora de apagado desactivados representa el número de horas una unidad estaba en el estado de cierre desactivado.

NOTA horas y horas de periodo de parada desactivadas se suman a las horas totales.

6.4 horas disponibles (AH) La frase horas disponibles representa el número de horas una unidad estaba en el estado disponible. NOTA horas-Disponible son la suma de las horas de servicio y las horas de cierre de reserva, o pueden ser calculadas a partir de horas período, menos horas no disponibles (véase 6.7).

6.5

Las horas de servicio (SH)

La frase horas de servicio representa el número de horas una unidad estaba en el estado en servicio (véase 4.1.1.1).

6.5.1

Las horas de servicio y no generadores (sHNG)

La frase las horas de servicio y no generadores representa el número de horas una unidad está en el modo no generadores en servicio (véase 4.1.1.1.1).

6.6 Reserva horas de apagado (RSH) La frase hora de cierre de reserva representa el número de horas a la unidad estaba en el estado de cierre de reserva.

6.7 horas no disponibles (UH) La frase horas no disponibles representa el número de horas una unidad estaba en el estado disponible. NOTA horas-No Disponible son la suma de las horas de parada programada y horas interrupción no planificada, o pueden ser la suma de las horas previstas de interrupción, horas de interrupciones forzadas y hora parada de mantenimiento.

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6.8 hora interrupción planeada (POH) La frase horas de parada planificado representa el número de horas una unidad estaba en el estado de parada planificado básica o extendida.

6.9 hora interrupción no planificada (UOH) La frase horas interrupción no planificada representa el número de horas una unidad estaba en una clase 0, Clase 1, Clase 2, Clase 3, o estado de interrupción del mantenimiento.

6.10

Forzadas hora de interrupción (FOH)

La frase hora de interrupción forzada representa el número de horas una unidad estaba en una clase 0, Clase 1, Clase 2 o Clase 3 estado interrupción imprevista.

6.10.1

factor de demanda ( F)

El factor de demanda se utiliza para estimar horas de interrupción forzada solapan el período de la demanda de que la unidad funcione.

• •

= •• • • • • •

r=

• • •

11 + rTf

111 + r TD

+

•

•

• •

•

• •• •• ••

FOH

= de paradas forzosas Media de duración de la interrupción forzada Número

1 tasa de reparación

r= RSH T = Número medio tiempo de apagado de reserva = de paradas de reserva

1 Tasa de recuperación a partir del apagado de reserva

T= D=

SH

= de ocurrencias de demanda tiempo medio de la demanda (tiempo de ciclo de trabajo) Número

1 Tasa de salida de estado en servicio

D=

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cálculo exacto de T requiere recoger el número de paradas de reserva. Si el número de paradas de reserva no está disponible, las siguientes aproximaciones pueden ser utilizados; esto supone que todos los intentos de arranque son de un estado de cierre reserva y no son de un estado de paro forzado o programada.

T=

RSH Número de intentos comienza a generar

El número de ocurrencias de la demanda es de suponer igual a la cantidad de intentos comienza a generar, pero si esto no está disponible, la siguiente aproximación se puede utilizar:

D=

SH Número de arranques correctos para generar

Este método está documentado en el documento IEEE por Ringlee [B9]. 2 En este trabajo, se propuso estimar

T Del siguiente: ( T + D) = AH / número de intentos de aperturas

Los índices de rendimiento de algunos generadores se han basado en este método desde 1980, y el Sistema de Datos (NERC GADS) [B8] norteamericana Generador Consejo de Confiabilidad Eléctrica disponibilidad comenzado a usar este método en 2000.

NOTA-Ver Anexo G para las condiciones de limitación.

FOH

re

= ×f FOH

6.10.2 hora de interrupción forzadas solapan el período de la demanda de la unidad para operar (FOH re)

el FOH re es el número de horas una unidad estaba en una clase 0, Clase 1, Clase 2 o Clase 3 estado interrupción no planificada y la unidad se han operado había estado disponible. Si los períodos de demanda no se registran, FOH re puede estimarse utilizando el factor de demanda se define en 6.10.1. El factor de demanda es aplicable a la demanda tradicional para el funcionamiento del sistema económico y fiable. NOTA-FOH re se puede determinar directamente si se registran periodos de demanda. La demanda puede ser definida como la tradicional demanda de la unidad generadora para el funcionamiento económico y fiable del sistema, o puede ser cualquier otra condición definida por el usuario, como condición específica clima, nivel de carga, o el precio de la energía.

2

Los números entre paréntesis corresponden a los números en la bibliografía en el anexo H.

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6.11

hora parada de mantenimiento (MS)

La frase horas parada de mantenimiento representa el número de horas una unidad estaba en un estado parada de mantenimiento.

6.12

Unidad derated horas (UNDH)

La frase hora de la unidad nominal reducida representa las horas disponibles durante el cual una reducción de potencia unidad estaba en efecto.

6.12.1

En servicio horas unidad nominal reducida (IUNDH)

La frase en servicio unidad derratea hora representa las horas en servicio durante el cual una reducción de potencia unidad estaba en efecto.

6.12.2

horas de potencia reducida parada de la unidad de reserva (RSUNDH)

La frase la unidad de reserva de apagado derated horas representa las horas de apagado de reserva durante el cual una reducción de potencia unidad estaba en efecto.

6.13

hora de potencia reducida planificadas (PDH)

La frase horas previstas de potencia reducida representa las horas disponibles durante el cual una reducción de potencia básico o extendido planificada era en efecto.

6.13.1

En el servicio de potencia reducida horas planificadas (IPDH)

La frase en el servicio planeado horas de potencia reducida representa las horas en servicio durante el cual una reducción de potencia básico o extendido planificada era en efecto.

6.13.2

Reserva de apagado de potencia reducida horas planificadas (RSPDH)

La frase apagado de reserva previsto horas de potencia reducida representa las horas de cierre de reserva durante el cual una reducción de potencia básica o extendida programada era en efecto.

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6.14

horas sido reducida, no planificados (UDH)

La frase horas de potencia reducida no planificados representa las horas disponibles durante el cual un reducción de potencia no planificado estaba en efecto.

6.14.1

En horas de servicio no planificado de potencia reducida (IUDH)

La frase en el servicio no planificadas horas de potencia reducida representa las horas en servicio durante el cual un reducción de potencia no planificado estaba en efecto.

Reserva horas parada no ha sido reducida, (RSUDH)

6.14.2

La frase reserva de cierre imprevisto horas de potencia reducida representa las horas de apagado de reserva durante el cual una reducción de potencia no planificada estaba en efecto.

6.15

Forzadas horas de potencia reducida (FDH)

La frase hora de potencia reducida forzadas representa las horas disponibles durante el cual un Clase 1, Clase 2 o Clase 3 derating no planificado estaba en efecto.

6.15.1

En servicio horas de potencia reducida forzadas (IFDH)

La frase en servicio forzado horas de potencia reducida representa las horas en servicio durante el cual un Clase 1, Clase 2 o Clase 3 derating no planificado estaba en efecto. = norte

ΣIFDH = yo

yo

×IFD

horas yo

1

dónde IFD yo

está en servicio forzado reducción de potencia

norte

es el número de Clase 1, Clase 2 o Clase 3 apariciones de desclasificación

6.15.2

Reserva de apagado horas de potencia reducida forzadas (RSFDH)

La frase apagado forzado reserva horas de potencia reducida representa las horas de apagado de reserva durante el cual un Clase 1, Clase 2 o Clase 3 derating no planificado estaba en efecto.

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6.16

horas Mantenimiento nominal reducida (MDH)

La frase horas de mantenimiento derated representa las horas disponibles durante el cual una reducción de potencia de mantenimiento estaba en efecto.

6.16.1

En el servicio de mantenimiento derated horas (IMDH)

La frase en el servicio de mantenimiento derratea horas representa las horas en servicio durante el cual una reducción de potencia de mantenimiento estaba en efecto.

6.16.2

horas de potencia reducida reserva de mantenimiento de apagado (RSMDH)

La frase reserva de mantenimiento de apagado derated horas representa las horas de cierre de reserva durante el cual una reducción de potencia de mantenimiento estaba en efecto.

6.17

horas sido reducida, la temporada (SDH)

La frase hora de potencia reducida de temporada representa las horas disponibles durante el cual una reducción de potencia de temporada estaba en efecto.

NOTA-temporada derratea horas no se incluyen en las horas previstas de potencia reducida, pero se incluyen en el cálculo de la EEP.

6.18

horas equivalentes (E)

La frase horas equivalentes representa el número de horas una unidad estaba en una categoría de tiempo que implica reducción de potencia unidad, expresada como horas equivalentes de plena corte a máxima capacidad. Tanto reducción de potencia unidad y la capacidad máxima se expresarán sobre una base consistente, bruto o neto. horas equivalentes se pueden calcular para cada una de las categorías de tiempo en 6.12 a través de 6.17. La designación símbolo para las horas equivalentes se forma añadiendo una E en frente del símbolo para la designación de tiempo correspondiente. Por ejemplo, horas equivalentes unidad nominal reducida (UNDH) se designa EUNDH. Fórmulas para horas equivalentes se pueden derivar de la siguiente ecuación general:

norte

mi ()

=Σ

re yo() ×

T yo

yo= 1

MC

dónde MI( )

es hora equivalentes en la categoría de tiempo representado por paréntesis, que puede ser uno cualquiera de las categorías de tiempo en 6.11 a

re yo( )

es la potencia en función de la categoría de tiempo que se muestra entre paréntesis, después de la yo º cambio en cualquiera de capacidad

T yo

es el número de horas acumula en la categoría de tiempo de interés entre el yo º y la

través de 6.16 disponible (deratings unitarios) o la capacidad confiable (deratings de temporada). (I + 1) -ésimo de cambio, ya sea en capacidad disponible (deratings unitarios) o la capacidad confiable (deratings estacionales)

MC es máxima capacidad

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NOTA-Con el fin de horas equivalentes prorratear entre las distintas categorías de tiempo, se establecerá reglas apropiadas en el sistema de información de manera que después de cada cambio en cualquiera de capacidad disponible o capacidad fiable, la suma de todas las subcategorías de la unidad de reducción de potencia es igual a la unidad reducción de potencia.

6.18.1 horas de potencia reducida forzados equivalentes (EFDH)

EFDH es la hora de potencia reducida forzadas (ver 6.15) convierten a horas equivalentes con arreglo a 6,18. norte

EFDH

=1

FD× T ii

Σ= yo

MC

dónde FD yo

está obligado a los estados de potencia reducida

6.18.2 horas de potencia reducida equivalente apagado reserva forzadas (ERSFDH)

ERSFDH es el cierre reserva horas de potencia reducida forzadas (ver 6.15.2) convierten a horas equivalentes con arreglo a 6,18.

NOTA-Reserva de apagado horas de potencia reducida forzosos son, por definición, no durante un período de demanda de que la unidad funcione.

norte

RSFD × T ii

Σ= ERSFDH

=1

yo

MC

dónde RSFD yo

se reserva el apagado forzado estados de potencia reducida

6.18.3 equivalentes horas de potencia reducida forzados período de demanda superpuestas para la unidad para generar (EFDH re)

EFDH re es el en-servicio horas de potencia reducida forzadas (ver 6.15.1) convertidos a horas equivalentes de acuerdo con

6.18.

EFDH EFDH = ERSFDH re NOTA-precisión determinar EFDH re requiere la recogida de datos de manera que durante el servicio deratings se separan de deratings apagado reserva. La demanda puede ser definida como la tradicional demanda de la unidad generadora para el funcionamiento económico y fiable del sistema, o puede ser cualquier otra condición definida por el usuario, como condición específica clima, nivel de carga, o el precio de la energía.

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Si durante el servicio forzado horas sido reducida y el apagado de reserva foced horas de potencia reducida no se graban por separado, un método utilizado por NERC GADS para estimar EFDH re de EFDH es como sigue. Deratings se asumen para ser distribuida de manera uniforme durante el horas disponibles. EFDH re se calcula mediante el uso de un factor F pag:

EFDH

re

= ×F pag

EFDH

dónde F p = SH / AH

6.18.4 horas de potencia reducida planificadas equivalentes (EPDM)

EPDM es la hora de potencia reducida planificadas (véase 6.13) convierten a horas equivalentes con arreglo a 6,18. norte

=1

EPDM

PD × T ii

Σ= yo

MC

dónde PD yo

está previsto estados de potencia reducida

6.18.5 horas equivalentes de mantenimiento nominal reducida (EMDH)

EMDH es las horas de mantenimiento nominal reducida (véase 6.16) convierten a horas equivalentes con arreglo a 6,18.

norte

EMDH

=1

MD × T ii

Σ= yo

MC

dónde Maryland yoes estados de mantenimiento derated

6.18.6 horas unidad equivalente nominal reducida (EUNDH)

EUNDH es la unidad de horas nominal reducida (véase 6.12) convierten a horas equivalentes con arreglo a 6,18. norte

EUNDH

=1

Σ=

× T ii UND

yo

MC

dónde UND yo estados de la unidad es derated

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6.19

fecha de servicio (SD)

La fecha de servicio es cuando una unidad se colocó inicialmente en el estado activo. NOTA unidad-A puede haber generado la energía a base de pruebas antes de su fecha de servicio.

6.20

fecha de desactivación

La fecha de desactivación es cuando una unidad se coloca en el estado de cierre desactivada.

6.21

fecha de la reactivación

La fecha de reactivación es cuando una unidad se vuelve al estado activo desde el estado de cierre desactivada.

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7.

términos energéticos

Al igual que en términos de capacidad, términos de energía pueden ser expresados ​como cantidades brutas o netas. NOTA generación máxima = estacional generación disponible = generación real de generación de reserva + + + generación disponible de generación disponible de temporada disponibles en la generación + + generación disponible.

7.1 generación real (AAG) generación real es la energía que se ha generado por una unidad en un período determinado. generación real puede ser expresado como la generación bruta real (GAAG) o la generación actual neto (NAAG).

7.2 generación máxima (MG) generación máxima es la energía que se podría haber sido producido por una unidad en un período de tiempo determinado en caso de operar continuamente a la máxima capacidad. generación máxima puede expresarse como la generación bruta máxima (GMG) o la generación neta máxima (NMG).

MG PH = MC × GMG PH = GMC × NMG PH = NMC × dónde PH es el período de hora

MC es máxima capacidad

7.3 Disponible generación (AG) Disponible generación es la energía que podría haber sido generado por una unidad en un período determinado si se opera de forma continua a su capacidad disponible.

7.4 generación No Disponible (UG) generación disponible es la diferencia entre la energía que se habrían generado si se opera de forma continua a la capacidad de confianza y la energía que se habrían generado si se opera de forma continua a la capacidad disponible. Esta es la energía que no pudo ser generado por una unidad debido a las interrupciones planificadas y no planificadas y deratings unidad.

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UG POH = ( UOH EUNDH + MC +

)×

dónde

POH LiOH EUNDH MC

está prevista interrupción horas es hora interrupción no planificada se unidad equivalente hora nominal reducida

es máxima capacidad

7.5 generación disponible estacional (SUG) generación disponible estacional es la diferencia entre la energía que se habrían generado si se opera de forma continua a la máxima capacidad y la energía que se habrían generado si se opera de forma continua a la capacidad fiable, calculado sólo durante el tiempo que la unidad estaba en el estado disponible.

SUG ESDH = MC × dónde

ESDH MC

es equivalente horas sido reducida, estacionales

es máxima capacidad

7.6 generación de reserva (RG) generación de reserva es la energía que una unidad podría haber producido en un período determinado, pero no lo hizo porque no era requerido por el sistema. Esta es la diferencia entre la generación disponible y la generación real.

RG AG = AAG dónde AG está disponible la generación

AAG es la generación real

7.7

generación reducción del regimen (DG)

reducción de los valores de generación es la generación que no estaba disponible debido a deratings unidad.

DG EUNDH = MC × dónde

EUNDH MC

se unidad equivalente hora nominal reducida

es máxima capacidad

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8. los índices de rendimiento de una unidad individual Históricamente, los índices de rendimiento de la unidad individuales se han utilizado para evaluar eléctrico fiabilidad de generación de unidad, la disponibilidad, y la productividad. Sin embargo, los índices de rendimiento de unidad individual están relacionados con ambos cálculos no ponderados (basados ​en el tiempo) para los índices de rendimiento de grupo se muestran en la cláusula 9 y cálculos de capacidad ponderado para los índices de rendimiento de grupo se muestran en la Cláusula 10. Ambos cláusula 9, y la cláusula 10 ecuaciones se basan en el individuo los índices de rendimiento de la unidad. Anexo C se analiza la relación entre los índices de rendimiento basadas en la hora del período (PH).

8.1 factor de interrupción planeada (POF) POH de × 100 •• • •• • = PH

POF

8.2 factor de interrupción no planificada (UOF)

UOH

uof

× 100 •• • •• • = PH

8.3 factor de interrupción forzada (FOF)

FOH

FOF

× 100 •• • •• • = PH

8.4 Mantenimiento factor de interrupción (MOF)

de Salud MOF

Ministerio × 100 •• • •• • = PH

8.5 factor de indisponibilidad (UF) UH

UF

100 •• • •• • =×PH

• = ••

+ UF MOH POH

+ FOH

PH

• UF POH = ••

+ UOH

PH

••×•

••×•

100

100

8.6 factor de disponibilidad (AF)

AF

AH

100 •• • •• • =×PH

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8.7 Factor de servicio (SF)

SF

SH

100 •• • •• • =×PH

8.8 factor de reducción estacional (SDF) El factor de reducción de potencia estacional es la fracción de generación máxima (MG) que no se podría producir debido a deratings estacionales.

SUG

× 100 •• • •• • = MG

SDF

ESDH

SDF

× •• • •• • = PH

100

8.9 Unidad factor de reducción (UDF) El factor de unidad de reducción de potencia es la fracción de máximo de la generación (MG) que no se podría producir debido a deratings unidad.

DG

UDF

100 •• • •• • =×MG

•• • •• • =

EUNDH UDF PH

×

100

8.10 factor de indisponibilidad Equivalente (FUE) El factor de indisponibilidad equivalente es la fracción de máximo de la generación (MG) que no se podría producir debido a deratings unidad y interrupciones planificadas y no planificadas.

UG

FUE

100 •• • •• • =×MG

+ MOH POH + FUE + EUNDH FOH

• = ••

PH

••×•

100

8.11 Equivalente factor de disponibilidad (EEP) El horno eléctrico de arco es la fracción de generación máxima que podría proporcionar si limitado sólo por las interrupciones y deratings:

AG

100 •• • •• • =×MG

EEP

•

- (AH EEP EUNDH

= ••

PH

+ ESDH

)

••×•

100

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8.11.1 EAF excluyendo deratings estacionales (EAFxs)

EAFxs

AH EUNDH

=

× 100

PH

8.12 factor de capacidad bruto (GCF)

=

•

GAAG

GCF GMG •

• • × •100

•

8.13 factor de capacidad neta (NCF)

NCF

=

•

NAAG

•

NMG

• • × •100

•

NOTA-NCF calculó usando esta ecuación puede ser negativo durante un período cuando la unidad se apaga. Para la agrupación significativa de datos sobre varias unidades, NCF se puede definir a ser cero cuando la unidad se apaga.

8.14 factor de salida bruto (GOF) GAAG

• = •

GOF

• •

• × GMC SH

•

× 100

8.15 factor de salida neto (NOF) • = •

NOF

NAAG

• •

• × NMC SH

•

× 100

8.16 tasa de paro forzado (FOR)

FOH para • • × 100 + •

• = •

FOH SH •

8.16.1 tasa de interrupción forzada total de generador o de otras funciones (por T)

PARA

T

=

FOH

• • • (

FOH SH + sHNG +

• • × 100 )•

8.16.2 demanda obligó tasa de interrupción (PARA re)

PARA

re

• = • •

FOH

re

FOH SH + re

• • × 100 •

dónde FOH re es como se define en 6.10.2

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NOTA: cuando FOH re se determina directamente a partir de períodos registrados de demanda como se indica en 6.10.2, las horas de servicio (SH) en la ecuación anterior deben incluir sólo aquellos bajo la condición de demanda especificado.

8.16.3 Utilización probabilidad de interrupción forzada (UFOP)

UFOP

F × (

•

=•

F × (

•

FO FEMO FEPO+ +

) +SD + FO FEMO FEPO+ OO FD O +

) )+

(

(

• • )•

dónde F

es el factor de demanda calculada utilizando la ecuación en 6.10.1

FO FEMO FEPO O

se interrupción forzada (h)

O (FD)

está operando bajo una reducción de potencia forzado (h)

O (SD)

está operando bajo una reducción de potencia programada (h)

es la extensión de parada de mantenimiento forzado (h) es la extensión de interrupción planeada (h) forzado está en funcionamiento (h)

Este índice se define por el Sistema Asociación Canadiense de Electricidad Equipamiento Fiabilidad de la Información (CEA-ERIS) [B5]. hora de interrupción forzada (FOH), como se define en esta norma, son iguales a FO + FEMO + FEPO. horas de servicio (SH), como se define en esta norma, son iguales a O + O (FD) + O (SD).

8,17 Equivalente tasa de interrupción forzada (EFOR)

FOH EFDH + • EFOR SH = •FOH ERSFDH •

+

• • × 100 •

+

8.17.1 Equivalente tasa de interrupción forzada total de generador u otras funciones (EFOR T)

EFOR

T

• = • •

+ FOH EFDH + + + SH sHNG FOH ERSFDH

• • × 100 •

8.17.2 demanda Equivalente tasa de interrupción forzada (EFOR re)

re

• = • •

FOH EFDH + EFORre • re • × 100 FOH SH + re •

dónde FOH re

es como se define en 6.10.2

EFDH re

es como se define en 6.18.3

NOTA: cuando EFDH re se determina directamente a partir de períodos registrados de demanda como se indica en 6.18.3, las horas de servicio (SH) en la ecuación anterior deben incluir sólo aquellos bajo la condición de demanda especificado.

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8.17.3 Derrateo utilización ajustado forzado probabilidad de interrupción (DAUFOP) Cuando deratings durante el estado en servicio están disponibles por separado, CEA-ERIS [B5] recoge “que operan bajo una reducción de potencia forzada” datos por separado, y estos datos se pueden usar directamente para estimar EFDH re utilizando la hora de desclasificación concepto equivalente. Esta estimación se utiliza para calcular DAUFOP, que es conceptualmente similar a EFOR re. DAUFOP es utilizado actualmente por algunos generadores en Canadá.

DAUFOP

=× [

• F × •

F

(

+ FEMO FEPO + O FD ) + ( adj FO

FO FEMO + FEPO+OO FD O) SD +

+

( (

)

••

)+

(

)]

dónde F

es el factor de demanda calculada utilizando la ecuación en 6.10.1

FO FEMO FEPO O

se interrupción forzada (h)

O (FD)

está operando bajo una reducción de potencia forzado (h)

O (SD)

está operando bajo una reducción de potencia programada (h)

O (FD) adj

es la extensión de parada de mantenimiento forzado (h) es la extensión de interrupción planeada (h) forzado está en funcionamiento (h)

está operando bajo unas horas de desclasificación forzadas ajustados por tiempo de interrupción equivalente similar a EFDH. Esto se puede calcular directamente a partir de la base de datos, y no hay necesidad de estimar que multiplicando todas las horas de reducción de potencia forzados por el factor F pag.

NOTA-Ver Anexo G para las condiciones de limitación.

8.17.4 Disminución de potencia del tipo de interrupción forzada ajustado (DAFOR)

DAFOR es la relación del tiempo de interrupción forzada equivalente a la suma de tiempo de interrupción forzada equivalente más el tiempo total de funcionamiento equivalente.

• FO FEMO + FEPO + O FD adj + adj( ABNO ) FD+ DAFOR FO = FEMO FEPO ABNO FD adj OO FD O SD • + + + + ( ) •

(

+

(

) ) (+

• • × 100 )•

dónde F

es el factor de demanda calculada utilizando la ecuación en 6.10.1

FO FEMO FEPO O

se interrupción forzada (h)

O (FD)

está operando bajo una reducción de potencia forzado (h)

O (SD)

está operando bajo una reducción de potencia programada (h)

O (FD) adj

es la extensión de parada de mantenimiento forzado (h) es la extensión de interrupción planeada (h) forzado está en funcionamiento (h)

está operando bajo unas horas de desclasificación forzadas ajustados por tiempo de interrupción equivalente similar a EFDH. Esto se puede calcular directamente a partir de la base de datos, y no hay necesidad de estimar que multiplicando todas las horas de reducción de potencia forzados por el factor F pag.

ABNO (FD) adj es equivalente a ERSFDH como se define en 6.18.2

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8,18 equivalente de factor interrupción planeada (epoF) • • •

POH EPDM +

•×

• •

PH

100

8.19 Equivalente factor de interrupción no planificada (EUOF)

• • •

FOH EFDH + MOH +EMDH

+

•×

• •

PH

100

8,20 equivalente de factor interrupción forzada (EFOF)

• • •

FOH EFDH + PH

•×

• •

100

8,21 equivalente de factor parada de mantenimiento (EMOF) + Salud EMDH • Ministerio de • PH •

8.22

•× • 100 •

el tiempo medio de servicio de interrupción

En 8.22.1, 8.22.2, 8.22.3 y, solamente cortes de forzado se produce desde el estado en servicio se consideran. El nombre para el índice podría ser “el tiempo medio de servicio a la interrupción en el servicio forzado.” Sin embargo, para simplificar, en el servicio no está incluido en el nombre.

Índices similares a 8.22.1, 8.22.2, 8.22.3 y también se pueden calcular para las interrupciones que se producen durante el estado de cierre de reserva.

8.22.1

el tiempo medio de servicio a la interrupción forzada (MSTFO)

MSTFO =

SH Número de Clase 0,1, 2, y 3 interrupciones no planificadas que se producen de un estado en servicio

= tasa de fallo de la unidad MSTFO

1

8.22.2 tiempo medio de servicio de parada de mantenimiento (MSTMO)

MSTMO =

SH Número de paradas de mantenimiento que se producen de un estado en el servicio

8.22.3 tiempo medio de servicio de interrupción planeada (MSTPO)

MSTPO =

SH Número de interrupciones planificadas que se producen de un estado en el servicio

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8.23

duración de la interrupción media

hora y número de interrupciones en 8,23 NOTA-Interrupción incluyen cortes que se producen de un estado en servicio solamente.

8.23.1

Mean duración de la interrupción forzada (MFOD)

MFOD =

FOH Números de Clase 0, 1, 2, y 3 interrupciones no planificadas que se producen de un estado en servicio

8.23.2 Duración media parada de mantenimiento (MMOD)

MMOD =

oficial médico Número de paradas de mantenimiento que se producen de un estado en el servicio

8.23.3 Duración media parada programada (MPOD)

= MPOD

POH Número de interrupciones planificadas que se producen de un estado en el servicio

8.24 fiabilidad inicial (SR) Número de arranques unitarios efectivos SR • = • Número de arranques de la unidad intentos •

• • × 100 •

8.24.1 probabilidad de aparición de fallo (P s) Probabilidad de fallo de partida (P s) es una medida de probabilidad de que una unidad de generación será incapaz de servir a una carga durante todo o parte de un período de demanda.

Ps =

fracasos de inicio Número total de arranques de unidades intentadas

8,25 tasa de ciclo (CR) o el tiempo promedio de carreras (ART)

CR =

ARTE

Número de arranques unitarios efectivos Horas de servicio

= 1 / CR

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9. cálculos de los índices de rendimiento de grupo no ponderado (en base de tiempo) Las ediciones anteriores del IEEE Std 762 dirigidas índices de rendimiento sólo a nivel de unidad generadora (Cláusula 8). Sin embargo, hay muchas razones habría que “pool” o unidades agrupar en índices acumulativos. Tales índices de grupo, que representan el rendimiento de, por ejemplo, una planta, una flota de like-unidades, una empresa, o de una sociedad, son importantes para el análisis y la información de gestión. Estos cálculos del grupo, aunque no en esta norma en el pasado, han sido ampliamente utilizados en la industria. Esta cláusula proporciona la agrupación no ponderada, que da el mismo peso para cada unidad en el grupo, independientemente del tamaño de cada unidad. Ver cláusula 10 para las ecuaciones similares que las unidades de peso. Tanto agrupación ponderada y la agrupación no ponderada de los índices de rendimiento tienen solicitudes válidas. ecuaciones ponderado de energía NOTA 1-especiales no son necesarios para “términos de energía” (es decir, GCF, NCF, GOF, NOF) debido a que estos factores son inherentemente ponderado de energía. Estas ecuaciones son las mismas que 8.12 a través de 8.15. Sin embargo, cuando se calcula para un grupo de unidades (o una unidad que tiene un valor de capacidad que varía con el tiempo), no simplemente promedio, estos factores. Aplicar las ecuaciones 9.12 9.15 a través de medidas de rendimiento de grupo correcto.

NOTE 2—The Σ sign refers to summing the terms over each unit in the group, 1 to n.

9.1 Planned outage factor (POF) n

∑ ∑POH POF

i

i =n 1

=

× 100

PH

ii

=1

9.2 Unplanned outage factor (UOF) n

UOF

∑ =

i

+ ( FOH MOH i

i

=1

) × 100

n

∑

PH

ii

=1

9.3 Forced outage factor (FOF) n

∑ ∑FOH FOF

=

i

i =n 1

× 100

PH

ii

=1

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9.4 Maintenance outage factor (MOF) n

MOH ∑∑ MOF

i

× 100

=1 in

=

PH

ii

=1

9.5 Unavailability factor (UF) n

+ FOH UF + ∑ ( POH MOH i

i

i

=

=1

n

∑

PH

i

) × 100

ii

=1

9.6 Availability factor (AF) n

∑ AF

AH

i

× 100

=1

=

in

∑ PH

ii

=1

9.7 Service factor (SF) n

∑ SF

SH

i

=1

=

× 100

in

PH

∑

ii

=1

9.8 Seasonal derating factor (SDF) n

ESDH ∑∑ SDF

=

i

× 100

=1

i

n

PH

ii

=1

9.9 Unit derating factor (UDF) n

∑ ∑EUNDH UDF

=

i

i

× 100

=1

n

PH

ii

=1

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9.10 Equivalent unavailability factor (EUF) n

+ FOH EUNDH + EUF + ∑ ( POH MOH i

i

i

i

=1

i

=

×

n

∑

PH

) 100

ii

=1

9.11 Equivalent availability factor (EAF) n

•

AH ∑∑

•

EAF

ni

+ ( EUNDH ESDH i

−

i =1

= •

i

n

∑ PH

• • •

i

• )•

• × 100 • ••

=1

ii

=1

9.11.1 EAF excluding seasonal deratings (EAFxs) n

ni

∑∑

AH

EAFxs

EUNDH

− n

∑

i

× 100

i =1

i =1

=

PH

ii

=1

9.12 Gross capacity factor (GCF) n

∑ GCF

=

GAAG

i

i =1

× 100

n

∑

GMC PH i

i

i =1

9.13 Net capacity factor (NCF) n

∑ NCF

=

NAAG

i

i =1

× 100

n

∑

NMC PH i

i

i =1

9.14 Gross output factor (GOF) n

∑ GOF

=

GAAG

i

i =1

× 100

n

∑

GMC SH i

i

i =1

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9.15 Net output factor (NOF) n

∑ NOF

NAAG

i

i =1

=

× 100

n

∑

NMC SH i

i

i =1

9.16 Forced outage rate (FOR) n

∑ FOH FOR

i

=

i

=1

× 100

n

∑ ( FOH SH+

i

i

)

i =1

9.16.1 Forced outage rate total—generating or other functions (FOR T) n

∑ FOR

T

FOH

i

i =1

=

× 100

n

∑

+SHNG + ( FOH SH i i

i )

i =1

9.16.2 Demand forced outage rate (FOR d) n

∑ FOR

d

FOH

di

i =1

=

× 100

n

∑

(

FOH SH + di

) i

i =1

9.16.3 Utilization forced outage probability (UFOP) n

∑

fi × (

FO FEMO + FEPO + i i

i

)

i =1

=

UFOP

n

∑

fi × (

) SD FO FEMO + FEPO +O O FD O + i i i

i

+

)i +

(

(

)i )

i =1

9.17 Equivalent forced outage rate (EFOR) n

•

+ ∑ FOH EFDH

•

EFOR

i

i

= •

i

=1

n

•

+ ∑ FOH SH+ ERSFDH • •

i

i

i

i =1

• • • × 100 • ••

9.17.1 Equivalent forced outage rate total—generating or other functions (EFOR T) n

•

∑

•

EFOR

T

= • • • •

+ ( FOH EFDH i

i

)

i =1

n

∑

i =1

+SHNG +ERSFDHi + ( FOH SH i i

i

• • • × 100 )• ••

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9.17.2 Equivalent demand forced outage rate (EFOR d) n

•

+ ∑ ∑FOH EFDH

•

EFOR

d

di

di

i

= •

=1

n

•

SH FOH + i

• •

di

i =1

• • • × 100 • ••

9.17.3 Derating adjusted utilization forced outage probability (DAUFOP) n

n

∑ DAUFOP

=

fi × (

FO FEMO + FEPO + i i

i

)+

) ∑ O (FD adj

i

i =1

i =1

n

∑

+ +O O FD O + FO FEMO FEPO ) SD i i i

fi × (

i

+

)i +

(

(

)i )

i =1

NOTE—The Canadian Electricity Association (CEA) does not report this index for a group of units.

9.18 Equivalent planned outage factor (EPOF) n

+ ∑ ( POH EPDH

i

i

EPOF

=

i

)

=1

× 100

n

∑

PH

ii

=1

9.19 Equivalent unplanned outage factor (EUOF) n

+ MOH EMDH + ∑ ( FOH EFDH i

EUOF

=

i

i

+

=1

i

n

∑ PH

i

) × 100

ii

=1

9.20 Equivalent forced outage factor (EFOF) n

+ ∑ ( FOH EFDH i

EFOF

=

i

)

i

=1

× 100

n

∑

PH

ii

=1

9.21 Equivalent maintenance outage factor (EMOF) n

EMOF

∑ =

i

+ ( MOH EMDH i

=1

) × 100

n

∑

i

PH

ii

=1

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9.22 Starting reliability (SR) n

∑ SR =

(Number of actual unit starts) 100

i

in =1

∑

× (Number of attempted starts)

i

i =1

9.23 Cycling rate (CR) or average run time (ART) n

CR =

∑ (Number of actual unit starts) i

i

=1

n

∑

SH

ii

=1

ART

= 1/ CR

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10. Capacity-weighted calculations for group performance indexes When measuring the performance of a fleet of units of dissimilar size and/or duty cycle, capacity-weighting is sometimes believed to better reflect the contribution of each unit to the fleet’s composite indexes. Without weighting, smaller, infrequently run units will have the same impact on the performance indexes as larger, baseload units. However, there are also valid applications for using unweighted performance indexes, even for group statistics (see Clause 9 for unweighted performance indexes). To weight a performance measure, one does not simply take each unit’s performance measure (EFOR, for example) and multiply that measure by the weight, add these products up, and divide by the sum of the weights. Each term in the equation must be multiplied by the weight, and then all those products must be summed over all the units before the rest of the calculation is performed.

NMC is the most common weight used in pooling performance indexes and is used in the formulas in this clause. However, other weights are appropriate in some cases, particularly weights which consider the service period of the unit as well as its size.

Capacity-weighted equations are not necessary for capacity and output factors (i.e., GCF, NCF, GOF, NOF) because these factors are inherently energy-weighted. These equations are similar to those shown 8.12 through 8.15. However, when calculating these factors for a group of units (or a unit that has a varying capacity value over time), do not simply average these factors. Apply the equations in 10.12 through 10.15 for correct group performance measures.

NOTE—The Σ sign refers to summing the terms over each unit in the group, 1 to n.

10.1

Weighted planned outage factor (WPOF) n

•

WPOF

∑

ו ( POH

•

NMC i

i

) 100

• •×

i= n1

= • •

∑

•

• (× PH

NMC i

i

i =1

) •• •

10.2 Weighted unplanned outage factor (WUOF) n

•

∑ [(

•

WUOF

i

= •

FOH MOH + NMC i ) × i

i

=1

n

× ∑ ( PH NMC

• • •

i

i

)

i =1

• ]• • × 100 • • •

10.3 Weighted forced outage factor (WFOF) •

n

•

ו ( FOH NMC ∑∑

i

i

WFOF

= •

i =n1

• •

• (× PH i =1

NMC i

i

) 100

• •×

) •• •

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10.4 Weighted maintenance outage factor (WMOF) n

•

( MOH NMC × ∑∑

•

WMOF

• ) 100

• •×

i

i

i= n1

= • •

× • ( PH

•

NMC i

i

i =1

) •• •

10.5 Weighted unavailability factor (WUF) n

•

∑ [(

•

WUF

i

)×

=1

i

= •

+ FOH NMC + POH MOH i i n

∑

• • •

(

× PH NMC i

i

)

i =1

i

]

• • • × 100 • • •

10.6 Weighted availability factor (WAF) •

n

•

• NMC ∑ ( ×AH

i

i

WAF

= • • •

) 100

• •×

=1 in

• NMC ∑ (×PH

i

i

i =1

) •• •

10.7 Weighted service factor (WSF) •

n

•

• NMC ∑ (×SH

i

i

WSF

= • •

• •×

in= 1

• NMC ∑ ( ×PH

i

i

•

) 100

i =1

) •• •

10.8 Weighted seasonal derating factor (WSDF) • •

WSDF

n

× ( ESDH NMC ∑∑

i

i

• ) 100

• •×

in =1

= • •

×( PH •

•

NMC

i

i

•

)

• •

i =1

10.9 Weighted unit derating factor (WUDF) • •

WUDF

= • • • •

n

× ( EUNDH NMC ∑∑

i

i

i

=1

n

( i =1

× PH NMC i

i

)

• ) 100

• •× •

• •

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10.10 Weighted equivalent unavailability factor (WEUF) n

•

∑ [(

•

WEUF

i

= •

POH MOH NMC + FOH EUNDH + + i

i

i

i

)×

i

=1

n

× ∑ ( PH NMC

• • •

i

i

)

i =1

• ]• • × 100 • • •

10.11 Weighted equivalent availability factor (WEAF) n

•

× ∑ [ ( AH NMC

•

WEAF

i

•

EUNDH ESDH + NMC ) ×

) (−

i

i

i

n

∑

• • •

PH NMC ×

(

) i

i

i =1

10.11.1 Weighted EAF excluding seasonal deratings (WEAFxs) n

n

× ∑ ( AH NMC i

WEAFxs

i

)

× ∑ ( EUNDH NMC

i

i

n

∑

× ( PH NMC i

) × 100

i =1

i =1

=

−

i

)

i =1

10.12 Gross capacity factor (GCF) n

•

∑

•

GCF

= • • •

(GAAG)

• • • × 100

i

i =1 n

ו PH ∑ ( GMC

i

i

i =1

) •• •

10.13 Net capacity factor (NCF) n

•

∑

•

NCF

= • • •

(NAAG)

• • • × 100

i

i =1 n

• NMC ∑ ( ×PH

i

i

i =1

) •• •

10.14 Gross output factor (GOF) n

•

∑

•

GOF

= • •

(GAAG)

i =1 n

ו SH ∑ ( GMC i

•

• • • × 100

i

i =1

i

]•

• × 100 • • •

=1

i

= •

i

) •• •

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10.15 Net output factor (NOF) n

•

∑

•

NOF

i =1

= • •

• • • × 100

NAAG ) i

(

n

ו SH ∑ ( NMC

i

i

•

i =1

) •• •

10.16 Weighted forced outage rate (WFOR) n

•

× ∑ ( FOH NMC

•

WFOR

• • • × 100 • ] i • •

)

i =1

= • • • •

i

i

n

∑

[(

FOH SH+ ×NMC) i

i

i =1

10.16.1 Weighted forced outage rate total—generating or other functions (WFOR T) n

•

∑

•

WFOR

T

(

FOH NMC × i

i

• • • × 100 • • •

)

i =1

= •

n

• ( • • i =1

FOH SH + i

∑

+ (SHNG) )

i

× NMC

i

i

10.16.2 Weighted demand forced outage rate (WFOR d) n

•

× ∑ ( FOH NMC

•

WFOR

d

= • • • •

i

di

• • • × 100 • ] i • •

)

i =1 n

∑

[(

SH FOH + NMCdi ) × i

i =1

10.16.3 Weighted utilization forced outage probability (WUFOP) n

× FO FEMO × ( FEPO + ∑ f NMC i

WUFOP

=

i

i

i

+

i

n

FO FEMO FEPO O O FD+ O SD × × ( + ∑ f NMC i

i

i

i

i

)+

i

+

i =1

10.17 Weighted equivalent forced outage rate (WEFOR) n

•

∑

•

WEFOR

)

i =1

= • • • •

[(

FOH EFDH NMC ) × + i

i

i

i =1 n

∑ i =1

[(

FOH SH+ ERSFDH + NMC i

i

)×

]

• • • × 100 • ] i • •

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(

)i +

(

)i )

IEEE Std 762-2006 IEEE Standard Definitions for Use in Reporting Electric Generating Unit Reliability, Availability, and Productivity

10.17.1 Weighted equivalent forced outage rate total—generating or other functions (WEFOR T)

n

•

+ NMC ∑ [ FOH EFDH

•

WEFOR

i

)×

i

• • • × 100 • ] i • •

]

i =1

= •

T

i

n

• • •

∑

FOH SH+

[(

i

+ (SHNG)

i

)× + ERSFDH NMC

i

i =1

10.17.2 Weighted equivalent demand forced outage rate (WEFOR d) n

•

+ NMC [( FOH EFDH ∑∑

•

WEFOR

di

i

= •

d

)×

di

i

]

=1

n

• • •

+ NMCdi ) × SH FOH

[(

i

i

]

i =1

• • • × 100 • • •

10.17.3 Weighted derating adjusted utilization forced outage probability (WDAUFOP) n

n

× FO FEMO × ( FEPO + ∑ f NMC i

WDAUFOP

=

i

i

i

+

)+

i

∑

NMC O ×FD (adj ) i

n

∑

× × ( + O O FD +O SD f i NMC FO iFEMO FEPO i i

i

)+

i

+

(

)i +

i =1

NOTE—CEA does not report this index for a group of units.

10.18 Weighted equivalent planned outage factor (WEPOF) • •

WEPOF

= •

n

NMC ) × + ∑ [( POH EPDH i

i

i

i

=1

n

× ∑ ( PH NMC

• • •

i

i

)

i =1

• ]• • × 100 • • •

10.19 Weighted equivalent unplanned outage factor (WEUOF) n

•

∑ [(

•

WEUOF

i

= •

FOH EFDH MOH EMDH NMC+ + + i

i

i

i

)×

=1

n

× ∑ ( PH NMC

• • •

i

i

)

i =1

10.20 Weighted equivalent forced outage factor (WEFOF) • •

WEFOF

= • • • •

n

NMC ) × + ∑ [( FOH EFDH i

i

i

i =1

i =1

i

i

=1

n

× ∑ ( PH NMC i

i =1

i

)

• ]• • × 100 • • •

45 Copyright © 2007 IEEE. All rights reserved.

i

• ]• • × 100 • • •

(

)i )

IEEE Std 762-2006 IEEE Standard Definitions for Use in Reporting Electric Generating Unit Reliability, Availability, and Productivity

10.21 Weighted equivalent maintenance outage factor (WEMOF) n

•

∑

•

WENOF

= • • • •

i

[(

MOH EMDH + NMC ) × i

i

= 100

n

× ∑ ( PH NMC i

i =1

i

)

i

]

• • • × 100 • • •

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Annex A (informative) Correlation between unit state and capacity derating definitions

Table A.1 correlates the definitions used in this edition of IEEE Std 762 with the definitions used by the previous edition of this standard.

Table A.1—Current and former terms IEEE Std 762-2006

IEEE Std 762-1987

Available

No change

In service

No change

In-service nongenerating mode

Not defined

Reserve shutdown

No change

Unavailable

No change

Basic planned outage

No change

Extended planned outage

No change

Unplanned outage

No change

Class 0 (starting failure)

No change

Class 1 (immediate)

No change

Class 2 (delayed)

No change

Class 3 (postponed)

No change

Basic maintenance outage

Class 4 (deferred)

Extended maintenance outage

Not defined

Deactivated shutdown

No change

Seasonal derating

No change

Unit derating

No change

Planned derating (basic or extended)

No change

Unplanned derating

No change

Class 1 (immediate)

No change

Class 2 (delayed)

No change

Class 3 (postponed)

No change

Maintenance derating

Class 4 (maintenance derating)

Actual unit starts

Starting successes

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Annex B (informative)

Transitions between active states

An active unit is either available or unavailable, per Clause 4, which defines these two primary unit states:

• Available (see 4.1.1) • Unavailable (see 4.1.2) These two states are mutually exclusive and exhaustive. A unit will be in exactly one of these states at all times. Thus, these states divide calendar time into no overlapping segments.

The available and unavailable states are each divided into additional, mutually exclusive states. The available state is divided into in-service and reserve shutdown states, and the unavailable state is divided into planned and unplanned outage states. These four secondary states, together with the deactivated shutdown state, also form a mutually exclusive and exhaustive set.

Finally, the planned outage state is divided into basic and extended planned outage states. Also, the unplanned outage state is divided into five outage classes, according to the urgency with which the outage is initiated. Like the other states, the unplanned outage classes are defined to be mutually exclusive. The unplanned outage state “maintenance” can be further divided into basic and extended states. The unit state structure can also be described by starting with the lowest level states. Thus, there are ten basic states:

These basic states are defined to be mutually exclusive and exhaustive. By grouping various basic states together, each of the secondary and primary states can be formed. a)

In service

b) Reserve shutdown c) Planned outage (basic) d) Planned outage (extended) e) Unplanned outage Class 0

f) Unplanned outage Class 1 g) Unplanned outage Class 2 h) Unplanned outage Class 3

i) Maintenance outage (basic) j) Maintenance outage (extended)

Table B.1 shows the transitions between contiguous states that are permissible. However, detailed definitions for the transition events in Table B.1 have not been included in this standard. In the actual reporting of generating unit performance, the transition event occurrence times are in fact reported. From these times, the state duration times are then calculated. Therefore, the reporting instructions that implement the collection of unit performance data should give careful consideration to defining precisely and clearly the exact point in time at which the various transitions take place.

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Table B.1—State transition matrix

Class 1 Unplanned Outage (Immediate)

Yes No No Yes Yes Yes No Yes

Class 2 Unplanned Outage (Delayed)

Yes No No Yes Yes Yes No Yes

Class 3 Unplanned Outage (Postponed)

Yes No No Yes Yes Yes No Yes

Class 0 Unplanned Outage (Starting Failure)

Yes No No Yes Yes Yes No Yes

Maintenance Outage

Yes No No Yes Yes Yes Yes Yes

Planned Outage

Yes No No Yes No Yes Yes Yes

Extended – Planned or Maintenance

Yes No No Yes No No Yes Yes

Reserve Shutdown (RS)

Yes No No Yes Yes Yes No Yes

Derating

RS

Extended

Planned

Class 0

Class 3

Class 2

Class 1

FROM State

Maintenance

T O Sta te

No

D1 – Derating Immediate

No

D2 – Derating Delayed

IEEE Std 762 does not recognize transition

D3 – Derating Postponed

to/of deratings from/to other event types

D4 – Derating Maintenance

except as shown.

No Yes

PD – Derating Planned

Yes

DE – Derating Extended

Yes

“YES” denotes that a change from one unit state to another without intervening synchronization is permissible and the end date of the first state can be the same as the start date of the successive state. “NO” indicates that there is no relationship between states and some period of time must exist between the end of the first state before another state may begin.

When there is no intervening synchronization between states, the start time of the successive s tate is the same as the end time of the immediately preceding state. The change in unit state typically does not occur until the full term of the preceding state has ended.

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Annex C (informative)

Relationships between period-hour-based performance indexes

For purposes of measuring and improving the performance of individual generating units, it is common to emphasize measures that are based on period hours. The performance indexes in Clause 8 provide a unified set of period-hour-based indexes (called factors) as follows:

• AF = availability factor • EAF = equivalent availability factor • EUF = equivalent unavailability factor • FOF = forced outage factor • MOF = maintenance outage factor • POF = planned outage factor • SDF = seasonal derating factor

• UDF = unit derating factor

• UF = unavailability factor • UOF = unplanned outage factor = FOF + MOF These indexes are unified in the sense that they are related in the following ways:

=

(C.1)

UDF − ( AF EAF+ SDF )

Equivalent availability can be obtained by subtracting the unit derating factor and the seasonal derating factor from the availability factor.

= UF EUF + UDF

(C.2)

Equivalent unavailability can be obtained by adding the unit derating factor, but not the seasonal derating factor, to the unavailability factor.

+

100 = UF AF%

(C.3)

The availability and unavailability factors add to 100%.

+

+100 SDF=EUF EAF %

(C.4)

Equivalent availability, equivalent unavailability, and seasonal derating factor also add to 100%. However, equivalent availability and equivalent unavailability alone do not, in general, add to 100% because this sum does not include the effect of seasonal deratings.

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= POF UF + UOF

(C.5)

The unavailability factor is the sum of the planned and unplanned outage factors. (The unplanned outage factor is the sum of maintenance and forced outage factors.)

=

UOF + POF EUF + UDF

(C.6)

Substituting Equation (C.5) into Equation (C.2) shows that the equivalent unavailability factor is the sum of the planned and unplanned outage factors and the unit derating factor.

SDF EAF + POF+UOF UDF +

+=

100%

(C.7)

Substituting Equation (C.6) into Equation (C.4) shows that there are four recognized sources of energy loss: planned outages (full), unplanned outages (full), unit deratings, and seasonal deratings. Each energy loss is represented by a separate index: POF, UOF, UDF, and SDF, respectively.

These indexes are defined to be additive. Therefore, the total per-unit energy loss is the sum of the four indexes, and the remaining per-unit energy not lost is called equivalent availability factor (EAF). In order for the four energy loss indexes to be additive, as in Equation (C.7), it is necessary that the capacity loss due to each source be separated. In other words, for example, a unit cannot be simultaneously subject to full outage and unit derating.

Similarly, a unit cannot be simultaneously subject to both seasonal derating and full outage. In order to achieve nonoverlapping energy definitions, the IEEE 762 Working Group agreed to assign full (maximum) unit capacity to the full outage state. In other words, both unit deratings and seasonal deratings are considered to end when a full outage starts, as far as the calculation of the unit derating factor and the seasonal derating factor are concerned.

In order to further illustrate the relationship between the period-hour-based performance indexes, Figure C.1 shows a capacity versus time diagram (all capacity values must be either gross or net). The total height of the diagram is gross maximum capacity (GMC), and the total width of the diagram is period hours (PH). Thus, the total area Y of the diagram is

Y = GMC × PH

This is the total megawatthour of energy that could have been generated during the period if operating continuously at maximum capacity.

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Y – Gross Maximum Generation (GMC x PH)

100% Capacity

J – Plant Usage I – Seasonal Derate D

E

In-Service Unit Derating

F

G

H

Derating During Reserve Shutdown

B

Planned Outage

Shutdown A

Maintenance Outage

C Reserve

Forced Outage

Net Dependable Capacity

Net Max Capacity

Gross Max Capacity

In-Service Discretionary Reduction

In-Service Actual Generation

0% Capacity

SH

RSH

FOH

AH

MOH

POH

UH PH

Figure C.1—Area for categories of capacity versus period hours

The area Y is divided into several vertical segments by the various time designations in Clause 6. The vertical segments involving available hours are further divided into sections to show the energy associated with seasonal derating, unit derating, discretionary reduction, and actual generation. Because these areas represent energy, all of the performance factors in Clause 8 and Clause 10 that are based on period hours (PH) can be expressed as simple ratios of the areas in Figure C.1 as follows:

Time indexes

F =×

100

FOF YG MOF Y = ×

100

= MOF UOF FOF

POF Y =

=

H =×

Y

× 100

100

+ F G+ H UF

× 100

Y

+ C D+ E I +AF + AB

+

Y SH A

B D SF PH ( =

F G+

+=

=

+

+ Y

× 100

) 100

×

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Energy indexes

UDF

=

EAF =

D E+

× 100

YABC +

+

× 100

Y

=

+ + D E+ F G+H EUF

× 100

Y

I SDF GCF = ×YA J100 ( =

+

) 100

Y

×

A NCF Y =× 100 A CapacityFactor Y = ×

100

NOTE--Capacity factor is GCF or NCF depending on gross or net basis used for capacity. Using the areas in Figure C.1, a hierarchy of capacity limitation factors can be developed as follows:

+CD + E I +AF + AB

=

+

Y

×

= 100 average fraction of maximum capacity available,

as limited only by full outages (exclude only areas F, G, and H)

=

AB + C EAF + Y

= 100 average fraction of maximum capacity available,

×

as limited by full outages, as well as by unit and seasonal deratings (exclude also areas D, E, and I)

A

CapacityFactor Y = ×

100 average fracti =

on of maximum capacity actually generated

(exclude also areas B and C)

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Annex D (informative)

Outside plant management control

The electric industry in Europe and other parts of the world has changed reporting practices to distinguish losses of generation caused by problems within and outside plant management control. However, after reviewing the approaches used by others, the IEEE 762 Working Group does not feel that such a distinction is necessary in all reporting systems. If such a distinction is to be made within a particular reporting system, the outage events to be excluded or included may be distinguished based on location or cause, or both. Some causes are internal to the plant operation and equipment while others are external and may be appropriate to exclude when calculating performance indexes for some reporting purposes. This standard does not set nor recommend a particular boundary between the generator and the transmission and/or distribution to determine what equipment is “outside plant management control.” Such an equipment boundary for a particular plant or generating unit may include all equipment up to the following:

a) The high-voltage terminals of the generator step-up (GSU) transformer and the station service transformers, as shown in Figure D.1

b) The GSU transformer or distribution system (load) side of the generator-voltage circuit breakers

c) Another location that may be reasonable considering the design and operating practices of the

generating unit

It may or may not be appropriate to assume that all problems within the power station boundary are within plant management control. Therefore, rather than attempt to exhaustively identify the responsibilities of plant management, the more feasible approach is to specify certain outage causes as outside plant management control. With this approach, it is necessary within each particular reporting system to clearly establish the outage causes that are and are not deemed to be under plant management control. The following examples are offered as causes that may be considered as external, i.e., outside of plant management control.

• Grid connection or substation failure • Transmission operating/repair errors

• Acts of terrorism or war • Acts of nature, such as ice storms, tornadoes, winds, and lightning, whether inside or outside the

plant boundary

• Special environmental limitations, such as low cooling pond level, water intake restrictions, opacity or nitrogen oxides (NOx) limit reductions that could not be prevented by operator action. This situation should be limited to acts of nature where the equipment is working within design specifications and not failure to maintain the equipment or operate it correctly.

• Interruption of fuel supply or curtailment of water flows below those reasonably expected. However, if the operator elected to contract for fuels on an interruptible basis allowing the fuel supplier to withhold fuel and sell it to others (e.g., part of the plant fuel cost-saving measure), then the lack of fuel is under management control and is not applicable to this case.

• Strikes or labor disputes, particularly strikes against suppliers or transportation carriers under separate management from the generating plant under consideration. However, grievances within the plant that result in a strike are under plant management control, and lost energy production is

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included as a penalty against the plant. If a strike occurs during an outage, any outage extensions are included as energy losses as long as the unit is incapable of being restarted. Seasonal variations in gross dependable capacity due to ambient air or cooling water temperature variations are not losses of energy or capacity; therefore, no determination of whether they are outside plant management control need be made.

Figure D.1—Physical boundary of outside plant management control

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Annex E (informative)

Glossary of terms and abbreviations

Abbreviation

Reference

Term

ACTH

6.2

Active hours

AAG

7.1

Actual generation

AF

8.6, 9.6

Availability factor

AG

7.3

Available generation

AH

6.4

Available hours

ART

8.25, 9.23

Average run time

CR

8.25, 9.23

Cycling rate

DAFOR

8.17.4

Derating adjusted forced outage rate

DAUFOP

8.17.3, 9.17.3

Derating adjusted utilization forced outage probability

DG

7.7

Derated generation

DSH

6.3

Deactivated shutdown hours

E

6.18

Equivalent hours

EAF

8.11, 9.11

Equivalent availability factor

EAF XS

8.11.1, 9.11.1

Equivalent availability factor excluding seasonal deratings

EFDH

6.18.1

Equivalent forced derated hours

EFOF

8.20, 9.20

Equivalent forced outage factor

EFOR

8.17, 9.17

Equivalent forced outage rate

EFOR d

8.17.2, 9.17.2

Equivalent demand forced outage rate

EFOR T

8.17.1, 9.17.1

Equivalent forced outage rate total—generating or other functions

EMDH

6.18.5, 8.19, 8.21

Equivalent maintenance derated hours

EMOF

8.21, 9.21

Equivalent maintenance outage factor

EPDH

6.18.4, 8.18

Equivalent planned derated hours

EPOF

8.18, 9.18

Equivalent planned outage factor

ERSFDH

6.18.2

Equivalent reserve shutdown forced derated hours

ESDH

8.11, 9.11, 10.11

Equivalent seasonal derated hours

EUF

8.10, 9.10

Equivalent unavailability factor

EUNDH

6.18.6, 7.4, 7.7, 8.9,

Equivalent unit derated hours

8.10, 8.11, 8.11.1, 9.11,

9.11.1, 10.11, 10.11.1

EUOF

8.19, 9.19

Equivalent unplanned outage factor

f

6.10.1

Demand factor

FDH

6.15

Forced derated hours

FOF

8.3, 9.3

Forced outage factor

FOH

6.10

Forced outage hours

FOR

8.16, 9.16

Forced outage rate

FOR d

6.10.2, 8.16.2, 9.16.2 Demand forced outage rate

FOR T

8.16.1, 9.16.1

Forced outage rate total—generating or other functions

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Abbreviation

Reference

Term

GAAG

7.1, 9.12, 9.14, 10.12,

Gross actual generation

10.14

GCF

8.12, 9.12

Gross capacity factor

GMC

5.1

Gross maximum capacity

GMG

7.2

Gross maximum generation

GOF

8.14, 9.14, 10.14

Gross output factor

IFDH

6.15.1

In-service forced derated hours

IMDH

6.16.1

In-service maintenance derated hours

IPDH

6.13.1

In-service planned derated hours

IUDH

6.14.1

In-service unplanned derated hours

IUNDH

6.12.1

In-service unit derated hours

MC

5.1

Maximum capacity

MDH

6.16

Maintenance derated hours

MFOD

8.23.1

Mean forced outage duration

MG

7.2

Maximum generation

MMOD

8.23.2

Mean maintenance outage duration

MOF

8.4, 9.4

Maintenance outage factor

MOH

6.11

Maintenance outage hours

MPOD

8.23.3

Mean planned outage duration

MSTFO

8.22.1

Mean service time to forced outage

MSTMO

8.22.2

Mean service time to maintenance outage

MSTPO

8.22.3

Mean service time to planned outage

NAAG

7.1, 9.13, 9.15, 10.13,

Net actual generation

10.15

NCF

8.13, 9.13

Net capacity factor

NMC

5.1

Net maximum capacity

NMG

7.2

Net maximum generation

NOF

8.15, 9.15, 10.15

Net output factor

PDH

6.13

Planned derated hours

PH

6.2

Period hours

POF

8.1, 9.1

Planned outage factor

POH

6.8

Planned outage hours

RG

7.6

Reserve generation

RSFDH

6.15.2

Reserve shutdown forced derated hours

RSH

6.6

Reserve shutdown hours

RSMDH

6.16.2

Reserve shutdown maintenance derated hours

RSPDH

6.13.2

Reserve shutdown planned derated hours

RSUDH

6.14.2

Reserve shutdown unplanned derated hours

RSUNDH

6.12.2

Reserve shutdown unit derated hours

SD

6.19

Service date

SDF

8.8, 9.8

Seasonal derating factor

SDH

6.17

Seasonal derated hours

SF

8.7, 9.7

Service factor

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Abbreviation

Reference

Term

SH

6.5, 6.10.1, 6.18.3, 8.14,

Service hours

8.16.1, 8.16.2, 8.16.3,

8.17, 8.22.1, 8.22.2, 8.22.3, 9.15, 9.16.1,

9.16.2

SHNG

6.5.1, 8.16.1, 8.7,

Service hours nongenerating

9.16.1, 9.17.1, 10.16.1,

10.17.1 SR

8.24, 9.22

Starting reliability

SUG

7.5

Seasonal unavailable generation

TH

6.1

Total hours

UDH

6.14

Unplanned derated hours

UDF

8.9, 9.9

Unit derating factor

UF

8.5, 9.5

Unavailability factor

UFOP

8.16.3, 9.16.3

Utilization forced outage probability

UG

7.4

Unavailable generation

UH

6.7

Unavailable hours

UNDH

6.12

Unit derated hours

UOF

8.2, 9.2

Unplanned outage factor

UOH

6.9

Unplanned outage hours

WAF

10.6

Weighted availability factor

WDAUFOP

10.17.3

Weighted derating adjusted utilization forced outage probability

WEAF

10.11

Weighted equivalent availability factor

WEAF XS

10.11.1

Weighted equivalent availability factor excluding seasonal deratings

WEFOF

10.20

Weighted equivalent forced outage factor

WEFOR

10.17

Weighted equivalent forced outage rate

WEFOR d

10.17.2

Weighted equivalent demand forced outage rate

WEFOR T

10.17.1

Weighted equivalent forced outage rate total—generating or other functions

WEMOF

10.21

Weighted equivalent maintenance outage factor

WEPOF

10.18

Weighted equivalent planned outage factor

WEUF

10.10

Weighted equivalent unavailability factor

WEUOF

10.19

Weighted equivalent unplanned outage factor

WFOF

10.3

Weighted forced outage factor

WFOR

10.16

Weighted forced outage rate

WFOR T

10.16.1

Weighted forced outage rate total—generating or other functions

WMOF

10.4

Weighted maintenance outage factor

WPOF

10.1

Weighted planned outage factor

WSDF

10.8

Weighted seasonal derating factor

WSF

10.7

Weighted service factor

WUDF

10.9

Weighted unit derating factor

WUF

10.5

Weighted unavailability factor

WUFOP

10.16.3

Weighted utilization forced outage probability

WUOF

10.2

Weighted unplanned outage factor

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Annex F

(informative)

Pooling methodologies for EFOR d

The purpose of this annex is to review methods currently used for grouping or pooling groups of units for calculating equivalent demand forced outage rate (EFOR d). This annex is limited to EFOR d only because this indicator is used by many groups as a measure of unit performance for the following:

• Interpreting EFOR d as probability of forced outage of a unit when needed. Capacity weighted equivalent demand forced outage rate (WEFOR d) is used as an estimator of the mean of the capacity outage probability distribution that is used in loss of load probability (LOLP) calculations. This has been extensively used in analytical methods for LOLP calculations using mean, variance, and additional moments of the distribution.

• Defining “unforced capacity” requirements as used by some entities. Unforced capacity is defined

as unit rating multiplied by the quantity (1 – EFOR d). This is also the capacity product traded daily, monthly, and yearly with a clearing price. Thus, there is a need to know that several different methods are currently being used to calculate this important index.

The user of pooled EFOR d values should be aware of which units are being pooled. Most pooling is conducted on “peer groups” of similar unit types and megawatt sizes. However, some companies will combine nonhomogeneous units (e.g., base-loaded and peaking, fossil-steam and nuclear) into one group for their own purposes. It is beyond the scope of this standard to provide guidelines about what should constitute a peer group. Therefore, it is up to the user of the EFOR d pooled statistic to ask questions about what units are in each pooled EFOR d.

Unweighted and weighted pooling methods for EFOR d are given by 9.17.2 and 10.17.2, respectively. One additional unweighted and two additional capacity-weighted pooling methods are shown that also merit consideration. It should be noted that simply averaging EFOR d values of a population of units is not considered valid because the denominator for each unit will be different.

F.1 Unweighted pooling

F.1.1 Method I: Pooled unit hours Pooled EFOR d values calculated using this method are significantly affected by individual units with extreme EFOR d that have very few service hours (SH), but relatively many derated hours. This method of pooling is used in 10.17.2.

n

n

× ∑ f FOH i

EFOR

d

=

i

∑

+×

f

pi

EFDH

i

i =1

i =1

n

SH ∑∑ i =1

ni

f FOH

+×

i

i

i =1

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where for unit i

r i = FOH i / ( number of FO) i = average forced outage duration T i = RSH i / ( number of attempted starts) i = average reserve shutdown time

D i = SH i / ( number of actual starts) i = average demand time

f i = ( 1/ r i + 1/ T i) / ( 1/ r i + 1/ T i + 1/ D i) = demand factor f pi = SH i / AH i f i × FOH i = FOH di = forced outage hours overlapping the period of demand for the unit to operate (see 6.10.2)

f pi × EFDH i = EFDH di = equivalent forced derated hours overlapping the period of demand for the unit to generate (see 6.18.3)

F.1.2 Method II: Group demand factors, pooled unit hours By calculating the demand factors over the group’s total forced outage hours (FOH), service hours (SH), reserve shutdown hours (RSH), and starts, the demand factor is “smoothed” and not subject to undue influence by one or more units having very high or very low hours or starts. This method may be more appropriate for forecasting performance of a unit similar to units in a group with known similar demand patterns, but significant variations in individual performance. With larger populations or longer study time periods, the difference between the results of Method I and Method II should decrease.

•

EFOR

d

=

• •

n

n

ft ×

∑ FOH f

i

+×

∑ EFDH

pt

i =1

i =1

• • •

n

n

∑ SH f i

+×

t

i =1

∑

i =1

FOH

i

t

• • •

• • •

where for the total population t

r t = ∑ FOH / ∑ number of FO = average forced outage duration T t = ∑ RSH / ∑ number of attempted starts = average reserve shutdown time

D t = ∑ SH / ∑ number of actual starts = average demand time

f t = ( 1/ r t + 1/ T t) / ( 1/ r t + 1/ T t + 1/ D t) f pt = ∑ SH / ∑ AH = equivalent full forced outage hours that occur during times of demand

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F.1.3 Sample calculation of pooled EFOR d using the unweighted methods The impact of alternative unweighted EFOR d pooling methodologies is demonstrated using typical, but hypothetical, data. This comparison of the two pooling methodologies is based on the sample data and calculations found in the following two tables: Table F.1 shows the raw data reported by five steam turbine generating units. Table F.2 shows the intermediate calculated values used to produce the individual unit EFOR d. In the interest of simplicity, it is assumed that data for each unit were complete, allowing the EFOR d calculation without the need for any substituted values.

Table F.1—Raw data

Unit

Capacity (MW)

FO SH

RSH

AH Actualstarts Attempted starts

EFDH FOH

events

48

55

4856

2063

6918

34

34

146.99

773

12

49

75

4556

1963

6519

31

31

110.51

407

5

50

120

3942

3694

7635

36

36

19.92

504

11

51

153

6460

516

6978

17

18

131.03

340

14

52

180

6904

62

6968

14

16

35.81

138

12

Totals

583

26 718

8298

35 018

132

135

444.26

2162

54

Table F.2—Calculated intermediate values

f

f × FOH =

f p × EFDH =

EFOR d

1/r

1/t

1/D

48

0.0155

0.0165

0.0070

0.8205

634.247

0.7019

103.178

13.432%

49

0.0123

0.0158

0.0068

0.8049

327.608

0.6989

77.233

8.290%

50

0.0218

0.0097

0.0091

0.7756

390.920

0.5163

10.285

9.259%

51

0.0412

0.0349

0.0026

0.9666

328.630

0.9258

121.303

6.628%

52

0.0870

0.2581

0.0020

0.9942

137.194

0.9908

35.481

2.452%

Unit

Totals

FOH d

fp

1818.598

EFDH d

347.480

F.1.3.1 Method I Method I uses the sums of service hours (SH), FOH d, and EFDH d and gives a pooled EFOR d of 7.591%.

(1818.598 347.480) + 7.591% (26718 = 1818.598) + F.1.3.2 Method II Method II uses the sums of forced outage hours (FOH), reserve shutdown hours (RSH), service hours (SH), and available hours (AH), and the total numbers of FO, attempted starts, and actual starts to calculate r t, T t,

and D t and then f t and f pt.

r t = ∑ FOH / ∑ number of FO = 2162 / 54 = 40.03. 1/ r t = 0.0250

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T t = ∑ RSH / ∑ number of attempted starts = 8298 / 135 = 61.47. 1/ T t = 0.0163

D t = ∑ SH / ∑ number of actual starts = 26718 / 132 = 202.41. 1/ D t = 0.0049

f t = ( 1/ r t + 1/ T t) / ( 1/ r t + 1/ T t + 1/ D t) = ( 0.0250 + 0.0163) / (0.0250 + 0.0163 + 0.0049) = 0.8930 f pt = ∑ SH / ∑ AH = 26718 / 35018 = 0.7630 Finally, Method II calculates a pooled EFOR d of 7.922%.

EFOR d = ( f t × ∑ FOH + f pt × ∑ EFDH ) / ( ∑ SH + f t × ∑ FOH) = (0.8930 × 2162 + 0.7630 × 444.26) / (26718 + 0.8930 × 2162) 734 + 338 . 961 )

1930 ( .

=

734 + 26718 )

1930 ( .

7.

922 %

F.2 Capacity-weighted pooling These methods weight time values and/or indexes by the capacity of the individual unit. NMC is suggested as the weighting measure in Clause 10. However, the techniques would be the same for any other weight, including those considering the service period of the unit.

In this example, note that there is a strong correlation between unit performance (measured by EFOR d) and unit size. The larger units in the pool have a lower EFOR d. This was done to illustrate the impact of different unweighted and weighted pooling techniques, particularly the fact that larger units will tend to dominate a weighted index. No conclusions should be drawn that larger units perform better than smaller ones in practice.

F.2.1 Method I: Capacity weighted pooled unit hours This method of pooling is used in 10.17.2. n

WFOH WEFDH + ∑∑

di

di

WEFOR

d

=

i

=1

n

WFOH WSH + di

i

i =1

F.2.2 Method II: Group demand factors, capacity weighted pooled unit hours

WEFOR

d

=

• • • • • ft × • • • •

n

•

WFOH

∑

di

i =1

• • •

n

∑ i =1

WSH

• •

•• • •+ × •• •

i

+× ft • •

f

pt

• • •

n

∑ WEFDH

di

i =1

n

∑ WFOH

di

i =1

•• •• ••

where

f t and f pt are defined as for the unweighted method

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• •• •••

• • •

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F.2.3 Method III: Capacity weighted average of individually calculated EFOR d n

WEFOR

d

=

∑ i

( Capacity rating

i

× EFOR

d

i

)

=1

n

∑ Capacity rating

i

i =1

F.2.4 Sample calculation of pooled EFOR d using the weighted methods The raw data are the same as in the first example. Table F.3 shows the weighted values used in the calculations.

Table F.3—Weighted values used in EFOR d formula Capacity Unit

f

WSH WFOH WEFDH

(MW)

WFOH d

fp

WEFDH d WEFOR d

55

267 080

42 515

8084

0.8205

34 884

0.7019

5675

49

75

341 700

30 525

8288

0.8049

24 571

0.6989

5792

6.217

50

120

473 040

60 480

2390

0.7756

46 910

0.5163

1234

11.111

51

153

988 380

52 020

20 048

0.9666

50 280

0.9258

18 559

10.140

52

180

1 242 720

24 840

6446

0.9942

24 695

0.9908

6387

4.414

Totals

583

3 312 920 210 380

37 647

39.271

48

45 256

181 340

7.387

Weighted values in Table F.3 are denoted with preceding w to indicate that the value has been weighted by its NMC. Individual unit f and f p values are not weighted.

F.2.4.1 Method I Method I uses the sums of weighted service hours, forced outage hours, and EFDH d ( designated WSH, WFOH, WEFDH d in Table F.3) and gives a pooled WEFOR d of 6.267%.

+ ( 181340 37647 + ( 3312920 181340

) )

= 6.267%

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F.2.4.2 Method II Method II calculates f t and f pt in the same manner as for the unweighted case (0.8930 and 0.7630, respectively) and multiplies the total WFOH and WEFDH to calculate WFOH d and WEFDH d. It then uses the sums of the weighted reported data to represent the weighted average unit and calculates the pooled EFOR d to be 5.487%.

× ( ( 0.8930 181340

× ) (+ 0.7630 37647

181340 +( × ( 3312920 0.8930

))

))

= 5.487%

F.2.4.3 Method III Method III weights the individual EFOR d values by the unit capacity (EFOR d × MW) and uses the total capacity to calculate a weighted average EFOR d as 6.736%. 39 .

291 6 583 = .

736 %

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Annex G (informative) Limiting conditions for forced outage indexes

Typically performance indexes are calculated using performance data over at least a year. However, if any of the variables SH (service hours), FOH (forced outage hours), or RSH (reserve shutdown hours) is zero in a period, one practice has been to assign a default value of 0.001 for computing indexes. Similarly, if any of the variables “number of FOH occurrences,” “number of attempted starts,” or “number of actual starts” is zero in the period, a value of 1 is assigned for computing indexes. The default values can give meaningless indexes in some cases as indicated in Table G.1. Discretion based on history and other factors may be used to estimate FOR d and EFOR d even if they can be calculated using the equations in the standard in some cases.

Table G.1—Limiting conditions for forced outage indexes SH

FOH

RSH

>0

>0

>0

Applicable

Applicable

1

0

>0

>0

Cannot be determined

Cannot be determined

2

0

0

>0

Cannot be determined

Cannot be determined

3

0

>0

0

Cannot be determined

Cannot be determined

4

>0

0

>0

0

EFDH/AH

5

>0

0

0

0

EFDH/SH

6

>0

>0

0

FOR

EFOR

7

0

0

0

Cannot be determined

Cannot be determined

Case Base

FOR d

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EFOR d

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Annex H (informative) Bibliography

[B1] Bhavaraju, M. P., Hynds, J. A., and Nunan, G.A., “A Method for Estimating Equivalent Forced Outage Rates of Multistate Peaking Units,” IEEE Transactions on Power Apparatus and Systems, PAS-97, no. 6, Nov./Dec. 1978, pp. 2067–2074. [B2] Billinton, R., and Chowdhury, A. A., “A Model for peaking Units Using the Canadian Electrical Association Data Base,” IEEE Transactions

on Power Apparatus and Systems, PAS-104, no. 11, Nov. 1985, pp. 2972–2979. [B3] Billinton, R., and Ge, J., “A Comparison of North American Generating Unit Outage Parameters and Unavailability Indices,” Proceedings of the IEEE Canadian Conference

on Electrical and Computer Engineering ( CD-ROM), 2002. [B4] Breipohl, A. M., et al, “Pooling Generating Unit Data for Improved Estimates of Performance Indices,” (with AMP Task Force on Generator Data Pooling), IEEE Transactions on PWRS, vol. 10, no. 4,

1995, pp.1912–1918. [B5] CEA Equipment Reliability Information System (CEA_ERIS). 3

[B6] Koval, D. O.,

and Chowdhury, A. A.,

“Base Load Generator Unit Operating

Characteristics,” Proceedings of IEEE Industrial and Commercial Power Systems Meetings, Orange City, California, May 1–5, 1994, pp. 225–230. [B7] Koval, D. O., and Chowdhury, A. A., “Generating Peaking Unit Operating Characteristics,” IEEE Transactions on

Industry Applications, vol. 30, no. 5, Sept./Oct. 1994, pp. 1309–1316. [B8] NERC Generator Availability Data System (GADS). 4

[B9] Ringlee, R. J., et al., “A Four-State Model for Estimation of Outage Risk for Units in Peaking Service,” Report of the IEEE Task Group on Models for Peaking Service Units, Application of Probability Methods Subcommittee, IEEE Transactions on Power

Apparatus and Systems, March/April 1972, pp. 618– 627. [B10] Wang, L., Ramani, N., and Davies, T. C., “Reliability Modeling of Thermal Units for Peaking and Cycling Operations,” IEEE Transactions on Power Apparatus and Systems, PAS-102, no. 7, July 1983, pp. 2004–2011.

3

Information about CEA-ERIS can be obtained from the Canadian Electricity Association, 350 Sparks Street, Suite 907, Ottawa, Ontario K1R 7S8, Canada

(http://www.canelect.ca). 4 Information about NERC GADS can be obtained from the North American Electric Reliability Council, 116-390 Village Boulevard, Princeton, New Jersey 08540-5721, USA (http://www.nerc.com).

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