Bedre utnyttelse av feil- og avbruddsdata Jørn Heggset, Nationell och nordisk drifthändelsestatistik 12 oktober 2004 i Stockholm, Royal Viking Hotell www.energy.sintef.no/prosjekt/opal 1
Arbeidsgruppe 2 (Modul 2 i OPAL) Matz Tapper, Svensk Energi Jenny Edfast, SwedPower Morten Møller Jensen, DEFU Rune Kristian Mork, Statnett Jørn Heggset, SINTEF Energiforskning Rapport: Bedre utnyttelse av feil- og avbruddsdata (ferdigstilles i løpet av oktober) 2
Nye anvendelsesområder Analyser av levetidskostnader (LCC) Evaluere tiltak for å bedre leveringskvalitet Fremskaffe tall for levetidsestimat (restlevetid, sviktsannsynlighet) Krav til leveringskvalitet (interne, myndigheter) Sammenligninger over landegrenser 3
Bedre utnyttelse av datagrunnlaget Sett av nok tid og ressurser Øk anvendelse av lokalt datagrunnlag Sørge for god nok kvalitet på registreringene Registrere de riktige forklaringsparameterene Hente ut og analysere relevant datagrunnlag som en del av en beslutningsprosess Krever kompetanse! Statistiske metoder Bevissthet om muligheter og begrensninger i datagrunnlaget Det økonomiske potensialet er stort! 4
Kan nye presentasjonsformer gjøre feilstatistikken mer relevant? Utnyttelse av grafikk Kart og nettskjema Grafer og plott Bruk av utvalgskriterier 5
Bruk av kart 6
3-dimensjonale kart 7
Grafiske fremstillinger 4 3 2 1 0 8 1959 1962 1965 1968 1971 1974 1977 1980 1983 1986 1989 1992 1995 1998 År 1960 1965 Antall varige feil 1970 1975 1980 1985 1990 1995
Kumulativt plott av antall feil 30 25 20 15 10 5 0 1960 1965 1970 1975 1980 1985 1990 1995 1960 1965 1970 1975 1980 1985 1990 1995 9
Kan bruk av utvalgskriterier gjøre statistikken mer relevant? Utvalgsnivåer: Nettselskap Nettområder (innenfor nettselskap) Anleggsdeler Hensikten er å kunne generere et utvalg av sammenlignbare (like) selskap, områder eller anleggsdeler Generere statistikker ut fra dette utvalget 10
Gruppering av de selskap/nettområder som inngår i databasen Hensikt Fremskaffe større datagrunnlag som er sammenlignbart med eget selskap/område Utvalgskriterier Nettstruktur (radielt, masket) Nettype (luft, kabel, blandet) Systemjording (direkte, isolert, impedans) Klima 11
Utnyttelse av relevant informasjon om anleggsdeler Utfordringer Mangelfull informasjon om enhetens alder Mangelfull informasjon om enheter som ikke har sviktet Statistikk publiseres på et for aggregert nivå Mangelfull inndeling i ulike fabrikat og typer Løsning: Knytte sammen informasjon fra flere kilder Informasjon om enhetene (utstyrsdata) Feildata Vedlikeholdsdata (først og fremst lokalt?) Tilstandsdata (kun lokalt) 12
Mulige strukturer og relasjoner i en fremtidig nasjonal (nordisk?) database Nettområde 1 (rammebetingelser x, y, z) 13
Eksempel 1 Feilfrekvens på PEX-kabler av et bestemt fabrikat som funksjon av årgang Fejl på PEX-kabler af fabrikat A af forskellig årgang 10 23,5 9 8 7 Antal fejl pr. 100 km pr. år 6 5 4 3 2 1 0 1977 1978 1979 1980 1981 1982 1983 1984 1985 1986 1987 1988 Årgang 14
Eksempel 2 Havarifrekvens for distribusjonstransformatorer som funksjon av alder Geometrisk tilnærming 140 120 100 80 60 40 20 Feilfrekvens pr 100 transf. y = 9E-05x 3,543 R 2 = 0,866 0-20 0 10 20 30 40 50 60 Alder (år) 15
Eksempel 3 Feilfrekvens hos eget selskap og hos sammenlignbar selskapsgruppe 6,00 Fejlfrekvens i perioden 01.01.1993-31.12.2002 4,00 2,00 0,00 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 1993-2002 Selskab 1 2,40 2,48 2,56 2,24 2,40 3,20 1,60 2,56 2,48 2,24 0,00 2,40 Selskabsgruppe 1 2,40 2,56 3,20 3,36 3,20 3,60 2,40 4,00 4,08 3,60 0,00 3,20 16
Eksempel 4 Feilfrekvens pga åska på 2 ulike komponenttyper Driftsforstyrrelser pga. Åska 3,50 3,00 Fejl pr. 100 stk. pr år 2,50 2,00 1,50 1,00 0,50 0,00 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 19 9 3-2002 Komponenttype1 1,9 2 1,98 2,0 5 1,79 1,9 2 2,56 1,2 8 2,05 1,9 8 1,79 1,9 2 Komponenttype2 1,92 2,05 2,56 2,69 2,56 2,88 1,92 3,20 3,26 2,88 2,56 17
Risikobasert utskifting av distribusjonstransformator (eksempel) En 800 kva transformator uten reserve er snart moden for utskifting Alder på transformator er 29 år Forsyner en industribedrift med døgnkontinuerlig produksjon 5 dager pr uke Nettselskapet har informasjon om alle transformatorer som er er i drift eller har havarert i perioden 1995-2001 18
Alterntative strategier 1. Skifte transformatoren nå (på en lørdag) 2. Vente 1 år med utskifting (også på en lørdag) Det påløper ikke avbruddskostnader ved planlagt utskifting på lørdag Beslutningen vil bli tatt på grunnlag av den økonomiske risiko som beregnes for de to alternativene 19
Modell for havarifrekvens (fra selskapets feildatabase) Geometrisk tilnærming 140 120 100 80 60 40 20 13,7 0-20 Feilfrekvens pr 100 transf. y = 9E-05x 3,543 R 2 = 0,866 0 10 20 30 40 50 60 29 Alder (år) 20
Datagrunnlag Gammel transformator (29 år): 13,7 feil/100 stk pr år (dvs at det er ca 14% sannsnylighet for at transformatoren vil havarere det neste året) Ny transformator: 0 feil/100 stk pr år Utskiftingstid ved havari: 4 timer Kostnader ved utskifting: 100 000 kr (for nettselskapet) Kundens avbruddskostnad: 66 kr/kwh Gjennomsnittlig last (i ukedagene): 500 kw 21
Alternativ 1: Skifte transformator nå Investeringskostnad (annuitet): 8000 kr/år Avbruddskostnad ved havari: 33 000 kr/time Total avbruddskostnad ved havari (4 timer): 132 000 kr (Regner med sannsynlighet lik 0 for havari av ny trafo) 22
Alternativ 2: Skifte transformator om 1 år Investeringskostnad (annuitet): 0 kr/år (første år) Avbruddskostnad ved havari: 33 000 kr/time Total avbruddskostnad ved havari (4 timer): 132 000 kr Forventet sannsynlighet for havari av gammel transformator: 14 % Forventet avbruddskostnad: 0,14 * 132 kkr = 18,5 kkr 23
Oppsummering Alternativ 1: Skifte trafo nå Alternativ 2: Skifte trafo neste år Investering (annuitet) 8 knok 0 knok KILE-kostnad pr. avbrudd 132 knok 132 knok Sannsynlighet for feil 0 0,14 Risiko (forventet KILE) 0 knok 18,5 knok Beregningene viser at forventet avbruddskostnad med gammel transformator er større enn annuiteten av investeringen det neste året (18,5 vs 8 kkr) Videre er transformatorkostnaden i samme størrelsesorden som ett enkelt avbrudd (100 vs 132 kkr) Det kan derfor argumenteres for at det lønner seg å skifte transformatoren nå Uten tilstrekkelig datagrunnlag for å beregne havarisannsynlighet vil det være svært vanskelig å dokumentere en slik beslutning 24
Anbefalinger til videre arbeid Fortsette arbeid med kompentaseheving i alle ledd Videreutvikle retningslinjer og systemer Opprette en prosjektgruppe med de statistikkansvarlige fra hvert land Etablere nordisk database Gjøre nasjonal (og nordisk) database tilgjengelig for brukerne via web (med nødvendig anonymisering av data) Klassifisering av nettområder og selskaper Koble sammen anleggs- og feildata (på sikt) Vi snakker egentlig om kontinuerlig forbedring! 25
Takk for oppmerksomheten! 26