Biaya perawatan vs manfaat
Perusahaan utilitas berada di bawah tekanan yang besar untuk memaksimalkan penggunaan aset transformator yang ada guna menjaga tarif tetap rendah sekaligus memberikan keandalan yang sangat baik. Untuk mencapai beban yang lebih tinggi selama operasi reguler maupun darurat, teknik pembebanan yang telah lama digunakan sedang dievaluasi. Faktor-faktor penting yang perlu dipertimbangkan saat menaikkan batas beban meliputi masa pakai isolasi, kondisi transformator, dan evaluasi risiko kegagalan yang terkait.
Pasokan listrik kepada pelanggan dapat terganggu jika terjadi kerusakan transformator pada perusahaan utilitas yang sudah mapan karena populasi transformator yang sudah tua dan berkurangnya margin cadangan secara keseluruhan. Rasio biaya perawatan terhadap biaya modal yang rendah merupakan ciri khas transformator.
Namun, biaya pemeliharaan secara keseluruhan mungkin agak mahal jika diterapkan pada populasi transformator yang besar. Metode pemeliharaan berbasis waktu konvensional menjadi kurang efektif karena keterbatasan sumber daya dan kebutuhan untuk berkonsentrasi pada kebutuhan yang diprioritaskan.
Artikel teknis ini mencakup contoh diagram alur untuk proses pengambilan keputusan dan analisis biaya-manfaat.
Sebagian besar pertimbangan keuangan untuk mengawasi transformator operasional yang dinilai layak untuk digunakan oleh pengelolanya dibahas dalam artikel teknis ini.
1. Haruskah Anda tetap mengoperasikan transformator?
Jika kita melihat transformator sistem tenaga listrik dari sudut pandang manajemen ekonomi, ada beberapa perbedaan utama dibandingkan aset jaringan lainnya:
- Rasio biaya modal terhadap biaya operasional dan pemeliharaan terlalu tinggi.
- Kesulitan dalam memperoleh data mengenai tingkat kegagalan sebagai fungsi dari usia unit.
- Kegagalan seringkali bersifat acak.
- Tidak ada kriteria yang diterima secara umum untuk menentukan akhir masa pakai teknis suatu produk.
- Beban normal transformator biasanya jauh lebih rendah daripada beban puncak yang direncanakan.
- Selain itu, kegagalan unit sering dianggap “dapat diterima” menurut kriteria (n-1).
Oleh karena itu, menurut pemahaman ekonomi konvensional, tindakan terbaik untuk pengelolaan transformator adalah menunda pengeluaran modal hingga nanti, artinya menjaga agar transformator yang ada tetap beroperasi. Aspek lingkungan, hubungan masyarakat, kebiasaan budaya, dan pengurangan risiko yang dirasakan adalah beberapa isu non-ekonomi yang sering memengaruhi keputusan dalam mengelola populasi transformator.
Dalam keadaan ini, perbaikan transformator dapat didorong oleh pertimbangan ekonomi ketika suatu unit benar-benar dihentikan operasinya karena bahaya kegagalan yang tidak dapat diterima atau kerusakan yang sebenarnya.
2. Pengoperasian Transformator
2.1 Analisis Beban – Adakah Hal yang Mengejutkan?
Penentuan beban yang diizinkan pada unit merupakan salah satu keputusan ekonomi terpenting yang akan dihadapi manajemen, yang terpenting kedua setelah keputusan untuk tetap mengoperasikan transformator. Transformator didefinisikan berdasarkan asumsi tertentu.
Keadaan ini mungkin berubah di masa mendatang, sehingga perlu dilakukan evaluasi ulang terhadap beban transformator .
Kesimpulannya, hal-hal berikut harus dipertimbangkan saat mengambil keputusan kebijakan terkait beban transformator :
- Detail mengenai transformator
- Kondisi transformator, dengan mempertimbangkan usianya.
- Lingkungan sekitar
- Kondisi pengoperasian listrik
- Jenis pemuatan
- Tingkat kehilangan nyawa yang dapat diterima
- Risiko kegagalan besar/kecil termasuk kerugian finansial & dampak asuransi
- Manfaat finansial dari kebijakan pemuatan
Gambar 2 menggambarkan model pengambilan keputusan tipikal yang dapat digunakan ketika memutuskan kebijakan tentang pembebanan transformator.
Mari kita uraikan poin-poin pada Gambar 2 di atas:
- Sifat beban (siklus, darurat 1 jam, dll.) sama pentingnya dengan besarnya beban.
- Evaluasi kondisi transformator dapat berkisar dari uji penyaringan oli/DGA hingga serangkaian uji penilaian kondisi yang komprehensif, termasuk tan-delta isolasi, integritas mekanik belitan, dan kondisi OLTC.
- Apakah transformator tersebut awalnya dirancang untuk beroperasi melebihi kapasitas nominalnya?
- Melebihi kapasitas beban nominal dapat atau mungkin tidak mengakibatkan percepatan penuaan, tergantung pada faktor-faktor seperti penurunan suhu lingkungan atau durasi beban tambahan.
- Apakah transformator biasanya dianggap beroperasi sepenuhnya?
- Penting untuk menilai bahaya kegagalan transformator di bawah kondisi beban baru.
- Apakah risiko kegagalan yang baru diidentifikasi ini dapat diterima?
- Perkirakan nilai sekarang dari kerugian transformator per tahun di masa mendatang.
- Nilailah manfaat finansial yang diperoleh perusahaan dari penundaan investasi tersebut.
- Apakah keuntungan menunda investasi melebihi biaya kehilangan nyawa?
2.1.1 Hubungan Antara Beban Transformator dan kerusakan?
Membebani transformator melebihi kapasitas nominalnya tidak hanya meningkatkan bahaya kegagalan tetapi juga mengakibatkan penuaan isolasi yang cepat , yang menyebabkan Kerusakan total. Ini adalah subjek yang multifaset yang telah dikaji secara ekstensif selama bertahun-tahun.
Dua sumber daya berharga bagi pengelola transformator untuk menilai konsekuensi kerusakan akibat pola pembebanan tertentu adalah Panduan C57.91 dari IEEE dan Standar 60354 dari IEC, yang keduanya memberikan cakupan komprehensif dan model untuk tujuan perhitungan.
2.1.2 Menilai Kondisi Transformator
Artikel ini memberikan ringkasan tentang masalah-masalah umum yang mungkin terdeteksi melalui pengujian listrik dan analisis gas terlarut.
2.2 Ketersediaan Transformator dan Penanganan Gangguan
Transformator hanya menghasilkan pendapatan bagi pemiliknya selama beroperasi. Transformator yang tidak beroperasi dan tidak dapat diakses oleh operator sistem, baik karena pemeliharaan atau perbaikan, tidak dapat menghasilkan pendapatan bagi pemiliknya . Selain itu, hal ini dapat menimbulkan biaya tidak langsung melalui peningkatan beban pada komponen sistem lainnya, pengiriman pembangkitan yang tidak efisien, atau secara langsung melalui biaya yang terkait dengan perbaikan dan pemeliharaan.
Faktor-faktor yang harus dievaluasi ketika menangani gangguan dan ketersediaan transformator meliputi:
- Pengiriman pembangkitan yang efisien
- Pemuatan jaringan yang efisien
- Lamanya periode pemadaman
- Kondisi cuaca (musiman)
- Kondisi transformator
- Waktu pemulihan darurat yang diizinkan
- Optimalisasi pekerjaan pemeliharaan
- Kemudahan perbaikan dan ketersediaan suku cadang
Saat mengevaluasi pertimbangan lainnya, seorang manajer transformator mungkin dapat membenarkan pemadaman transformator yang kurang efisien daripada yang dianggap optimal. Namun, sangat jarang bagi seorang manajer transformator untuk dapat memberikan pengaruh yang signifikan terhadap dua hal pertama yang disebutkan di atas.
2.3 Pengaturan Tegangan dan Kualitas Daya
Sebagai konsekuensi dari peningkatan beban sistem dan modifikasi pada desain jaringan, transformator mungkin akhirnya memiliki waktu pengaturan tegangan yang sangat berbeda dari apa yang pertama kali dibayangkan setelah dibangun . Dalam hal tegangan lebih, transformator jauh lebih rentan terhadap kerusakan daripada terhadap arus lebih.
Oleh karena itu, diperlukan tingkat kesadaran yang jauh lebih tinggi untuk menjamin bahwa transformator berfungsi dalam lingkungan tegangan yang sesuai dengan parameter desainnya.
Ada kemungkinan bahwa penyesuaian pada sistem ini akan menghasilkan kondisi operasi transformator yang sangat berbeda dibandingkan dengan kondisi yang awalnya ditentukan. Semua perubahan ini berpotensi meningkatkan risiko kegagalan transformator, yang mungkin dapat dihitung.
Dalam hal mengurangi risiko kegagalan, manajemen transformator memiliki sejumlah langkah pencegahan yang dapat dipertimbangkan, termasuk kemungkinan penggantian transformator.
Isu-isu berikut akan dibahas di area ini:
- Regulasi tegangan yang dibutuhkan berdasarkan kondisi jaringan yang telah direvisi.
- Frekuensi tahunan operasi OLTC
- Kemampuan menahan impuls petir (termasuk bushing)
- Tindakan perlindungan terhadap petir
- Distorsi harmonik beban
Model pengambilan keputusan untuk domain ini akan menyerupai model pembebanan transformator.
3. Pemeliharaan Transformator (Manajemen yang Tidak Berkaitan dengan Operasi)
Bagian artikel ini membahas setiap aspek manajemen transformator yang tidak terkait dengan operasional, termasuk pemeliharaan, pemantauan online dan offline, serta kebijakan suku cadang, dan lain-lain.
3.1 Berapa Biaya Perawatan Trafo?
Manajer transformator dapat dengan mudah menghitung biaya perawatan aktual dan yang diusulkan. Biaya perawatan tidak pernah memaksa manajemen untuk mengganti transformator; tetapi, biaya tersebut sering kali mengarah pada keputusan untuk mengganti aksesori transformator , seperti kipas dan mekanisme penggerak OLTC.
Biasanya, biaya perawatan yang lebih tinggi berkorelasi dengan penurunan keandalan dan ketersediaan, dan hal inilah, bukan biaya perawatan itu sendiri, yang akan menjadi faktor penentu.
Tugas perawatan rutin meliputi penggantian komponen ventilasi, verifikasi level oli , pengujian DGA, pembersihan bushing, inspeksi kebocoran, perbaikan korosi, pengujian fungsional OLTC dan kipas/pompa, serta pengujian sistem proteksi, dan lain-lain.
3.2 Apakah Unit Cadangan dan Suku Cadang Cukup?
Jumlah komponen yang terbatas dalam transformator membuat penyimpanan suku cadang pengganti yang diperlukan umumnya layak secara ekonomi. Transformator cadangan memerlukan pemeriksaan yang jauh lebih mendalam untuk memvalidasi manfaat ekonominya.
Manajer transformator setidaknya harus mempertimbangkan faktor-faktor berikut:
- Populasi transformator yang memerlukan unit cadangan
- Biaya peluang yang terkait dengan transformator
- Biaya penyimpanan transformator (termasuk kerugian besi jika dialiri listrik)
- Biaya untuk infrastruktur pendukung dan peralatan pelindung
- Penuaan unit
- Transportasi unit (termasuk penonaktifan dari penyimpanan)
- Keandalan transformator portabel
Jika biaya risiko lebih besar daripada biaya tahunan suku cadang, maka secara ekonomi masuk akal untuk membeli suku cadang tersebut. Dari perhitungan ini, dengan mempertimbangkan tingkat kinerja yang diharapkan dan biaya kegagalan sistem, jumlah suku cadang optimal untuk populasi transformator tertentu dapat dihitung.
3.3 Pemantauan Daring dan Prediksi Masa Depan
Saat ini, terdapat banyak sekali perangkat untuk pemantauan online dan pencatatan data berbagai parameter transformator. Banyak parameter yang kini dapat dipantau secara hemat biaya, berbeda dengan biaya dan aksesibilitas peralatan pengumpulan data yang tersedia hanya satu dekade lalu.
Faktor-faktor yang harus dievaluasi oleh manajer transformator ketika memutuskan apakah akan menerapkan pemantauan daring untuk sebagian atau seluruh transformator di bawah pengawasannya:
- Keandalan peralatan dan biaya perawatan terkait.
- Keuntungan dari peningkatan keandalan atau percepatan identifikasi kegagalan yang akan segera terjadi.
- Biaya yang terkait dengan peralatan, instalasi, dan pelatihan.
- Penurunan biaya asuransi
- Keunggulan prospektif dari data tambahan untuk menilai kondisi transformator
- Nilai informasi
- Biaya yang terkait dengan pengarsipan dan pengambilan data (beban TI)
Beberapa model ekonomi telah diajukan untuk mengevaluasi biaya/manfaat dari sistem pemantauan daring tersebut serta kemampuan sistem tersebut untuk mengurangi tingkat kegagalan transformator. J. Aubin dalam studinya yang berjudul “ Penilaian Profitabilitas Pemantauan Daring Transformator dan Pemantauan Berkala ” menyajikan salah satu model tersebut untuk membenarkan pemantauan daring.
Di sisi lain, T. Higgins dalam karyanya ” The Difference On-Line Condition Monitoring ” dapat meninjau kembali kegagalan transformatornya selama 50 tahun terakhir dan melihat berapa biaya/manfaat bersih yang akan diperoleh jika pemantauan online telah digunakan.
Evaluasi ekonomi ini tidak boleh didasarkan pada data yang diberikan, yang hanya dimaksudkan untuk tujuan ilustrasi. Semua persentase (dan secara tidak langsung, probabilitas) harus didasarkan pada pengalaman pribadi pengguna dan riset terhadap literatur yang relevan.
Untuk mengevaluasi manfaat biaya dari pemantauan online, pertimbangkan pengurangan probabilitas kegagalan dan pengeluaran menjadi biaya tahunan. Contoh berikut menunjukkan metode ini:
Contoh №1
| Biaya perbaikan kerusakan besar * | $1.500.000 |
| Kegagalan katastropik berganda (300%) * | $4.500.000 |
| Rasio deteksi dini perbaikan terhadap perbaikan besar (20%) | $300.000 |
| Sistem Pemantauan Daring (asumsi masa pakai 20 tahun): | |
| – Biaya Sistem | $40.000 |
| – Instalasi | $5.000 |
| – Biaya Pemeliharaan (tahunan) | $1.000 |
* Kegagalan besar memerlukan pemindahan transformator dari lokasi, tetapi kerusakannya terbatas pada unit itu sendiri, sedangkan kegagalan katastropik mencakup kerusakan tambahan yang sangat signifikan.)
Dengan memanfaatkan biaya-biaya ini dan probabilitas kegagalan yang diharapkan, perbandingan biaya dapat dilakukan sebagai berikut (biaya perbaikan untuk masalah awal yang ditemukan melalui pendekatan yang ada diabaikan, karena tetap konstan di semua skenario):
Tanpa Pemantauan Online:
| Kegagalan Besar | (1.500.000 × 0,0063) | $9.450 |
| Kegagalan Bencana | (4.500.000 × 0,0007) | $3.150 |
| Biaya Tahunan: | $12.600 |
Dengan Pemantauan Online:
| Kegagalan Besar | (1.500.000 × 0,00252) | $3.780 |
| Kegagalan Bencana | (4.500.000 × 0,00028) | $1.260 |
| Deteksi Dini dan Perbaikan | (300.000 × 0,0042) | $1.260 |
| Biaya Sistem Monitor | (45.000 / 20) | $2.250 |
| Pemeliharaan Sistem Pemantauan | $1.000 | |
| Biaya Tahunan: | $9.550 | |
| Manfaat Tahunan dari Pemantauan Online: | $3.050 |
Analisis Sensitivitas:
Pengguna harus secara teratur melakukan analisis sensitivitas pada semua asumsi atau estimasi yang digunakan dalam perhitungan. Jika biaya perbaikan deteksi dini adalah 50% dari biaya perbaikan besar dan biaya pemeliharaan tahunan sistem pemantauan meningkat menjadi 2.220 USD , maka pemantauan online tidak memberikan manfaat finansial.
Demikian pula, jika tingkat deteksi sistem pemantauan menurun dari 60% menjadi 40% , manfaat ekonomi berkurang menjadi 1.050 USD .
Biaya yang terkait dengan Energi yang Tidak Terjual/Terkirim atau Pengoperasian Sistem yang Terdegradasi
Contoh yang disebutkan di atas, demi kejelasan, hanya mencakup biaya perbaikan tanpa memperhitungkan biaya tambahan apa pun jika terjadi kerusakan yang signifikan . Biaya tambahan yang mungkin perlu dipertimbangkan dan dimasukkan dalam biaya perbaikan adalah sebagai berikut:
1. Energi yang Tidak Terjual: Jika pemadaman mengakibatkan penurunan penjualan energi, kerugian pendapatan ini harus dimasukkan ke dalam biaya perbaikan. Hal ini biasanya akan menjadi pertimbangan biaya yang cukup besar untuk transformator GSU.
Biaya risiko tahunan dihitung sebagai berikut (Persamaan 1):
2. Energi yang Tidak Tersalurkan: Perusahaan utilitas semakin sering dikenai sanksi oleh pihak berwenang karena pemadaman listrik yang tidak terduga bagi konsumen. Biasanya, denda dikenakan pada perusahaan utilitas sebesar Nilai Beban yang Hilang (Value of Lost Load/VOLL) untuk setiap megawatt-jam (MWh) daya yang tidak tersalurkan. Biaya risiko denda ditentukan menggunakan persamaan 1, dengan mengganti angka denda VOLL dengan Kontribusi Bruto.
Dalam kasus tertentu, baik kerugian pendapatan maupun denda dapat terjadi setelah kegagalan yang signifikan.
3. Pengoperasian Sistem yang Terganggu: Dalam jaringan, kegagalan yang signifikan mungkin tidak menyebabkan hilangnya pasokan atau pendapatan; namun, tetap penting untuk mengevaluasi risiko dan biaya yang terkait dengan pengoperasian jaringan dalam kondisi yang terganggu. Jaringan ini sangat rentan terhadap kegagalan kecil pada transformator lain, yang seringkali menyebabkan pemadaman listrik bagi konsumen dan biaya terkait yang telah disebutkan sebelumnya.
Tingkat kegagalan kecil pada transformator biasanya dianggap satu tingkat lebih besar daripada tingkat kegagalan katastropik . Probabilitas kontingensi kedua dihitung sebagai berikut (Persamaan 2):
Contoh №2
Pelanggan tidak diharapkan mengalami pemadaman listrik akibat satu kegagalan besar yang dahsyat. Namun dalam kasus ini, kita akan berpura-pura bahwa bahkan kegagalan kecil selama pemadaman besar tersebut menyebabkan listrik padam:
| Durasi Pemadaman Listrik Besar | 0,2 Tahun |
| Durasi Pemadaman Listrik Ringan | 16 Jam |
| Tingkat Kegagalan Minor | 5% |
| Listrik padam | 200MW |
| Penalti Nilai Muatan Hilang (VOLL): | $10.000 MWh |
Tanpa pemantauan online, probabilitas kontingensi ke-2 adalah (0,007) × (0,2) × (0,05) = 0,00007 dan oleh karena itu biaya risiko tahunan adalah:
Nilai Saldo yang Hilang (VOLL) = ((200 × 16 × 10000) × 0,00007) = $2.240
Semua biaya tambahan yang disebutkan di atas didasarkan pada gagasan bahwa durasi pemadaman akan berkurang jika kegagalan signifikan teridentifikasi lebih awal dan/atau bahwa perusahaan utilitas akan memiliki kendali atas waktu pelepasan atau penggantian unit setelah terdeteksinya kerusakan awal.
Jika tidak satu pun dari kondisi tersebut berlaku, maka ketiga pengeluaran tambahan yang disebutkan di atas tidak akan relevan dalam evaluasi ekonomi.
3.4 Penilaian Kondisi Daring Berkala
Pengujian DGA dan saringan oli termasuk dalam kategori penilaian ini. DGA adalah salah satu cara yang paling banyak digunakan dan dipercaya untuk menentukan kondisi transformator selama masa pakai atau setelah kegagalan selama investigasi kerusakan.
Semakin banyak perusahaan utilitas juga menggunakan pengukuran Pelepasan Sebagian (Partial Discharge/PD) pada transformator yang masih beroperasi untuk menentukan kondisinya.
3.5 Penilaian Kondisi Offline
Perusahaan utilitas telah memiliki akses ke banyak teknologi penilaian kondisi offline untuk waktu yang cukup lama. Teknologi ini awalnya dirancang untuk digunakan dalam pengoperasian transformator baru dan pemecahan masalah peralatan yang tidak berfungsi .
Karena usia rata-rata unit mereka semakin meningkat, perusahaan utilitas semakin banyak menggunakan instrumen ini untuk secara teratur dan menyeluruh memeriksa kondisi transformator yang berada di bawah kendali mereka dan untuk melakukan benchmarking.
Faktor ekonomi juga perlu dipertimbangkan, yaitu Biaya Pemadaman (energi yang tidak tersalurkan, peningkatan beban jaringan, dll.). Seringkali elemen tambahan ini dapat diminimalkan dengan pemilihan waktu pemadaman yang optimal.
3.6 Basis Data untuk Manajemen Transformator dan Penilaian Kondisi
Perusahaan utilitas sering menggunakan basis data dan perangkat berbasis komputer untuk meningkatkan operasi pemeliharaan. Informasi yang berguna untuk mengelola transformator dan risiko dapat diperoleh dari berbagai repositori data.
Salah satu contoh kasus penggunaan adalah menjawab pertanyaan seperti “Berapa usia tipikal transformator ketika mengalami kegagalan fatal?” atau “Apakah konsentrasi gas dalam oli biasanya meningkat tepat sebelum oli rusak?” dengan mengekstrak data yang relevan dari basis data berkualitas tinggi.
Perangkat berbasis komputer untuk manajemen transformator bergantung pada basis data yang berisi inventaris aset. Basis data tersebut harus berisi informasi penting tentang setiap transformator, seperti pabrikan, tahun produksi, nomor seri, tegangan nominal (baik tinggi maupun rendah), daya nominal (untuk berbagai tahap pendinginan), jenis bushing dan On-Load Tap Changer (OLTC) , lokasi transformator, dan sebagainya.
Data evaluasi penting untuk transformator (termasuk komponen aktif, bushing, sistem pendingin, dll.) harus diperbarui secara berkala dalam basis data. Hal ini akan membuat penilaian populasi transformator menjadi lebih mudah dan akurat.
Biasanya, perusahaan utilitas memiliki jadwal pemeliharaan yang ditentukan berdasarkan waktu atau kondisi . Tim pemeliharaan menyusun daftar semua transformator yang jatuh tempo untuk pemeliharaan dan merujuk pada daftar tersebut. Pertimbangan seperti lokasi transformator, usia, jenis pengubah tegangan, dan faktor-faktor penting lainnya harus diperhitungkan saat menentukan daftar tugas dan interval untuk Pemeliharaan Berbasis Waktu.
Daftar tersebut akan diperbarui untuk memasukkan transformator apa pun yang belum diservis pada interval yang ditentukan. Nilai batas dapat ditentukan untuk metrik penilaian kondisi penting dalam Pemeliharaan Berbasis Kondisi (CBM). Di antara transformator yang dijadwalkan untuk pemeliharaan tahun itu mungkin ada satu yang berada di luar jangkauan.
Oleh karena itu, basis data penilaian kondisi harus dibuat untuk menyimpan data yang dihasilkan dari pengukuran di lokasi (inspeksi visual atau pengukuran instrumen) atau dari Sistem Pemantauan Daring (OLMS).
Pengujian keberadaan gas dalam oli, kondisi oli, isolasi, dan resistansi transformator, serta inspeksi visual untuk hal-hal seperti kebocoran oli dan kipas yang rusak, semuanya merupakan bagian dari data yang dikumpulkan selama penilaian kondisi.
Informasi terakhir yang perlu dicatat adalah segala sesuatu yang mungkin relevan dengan pemadaman transformator .
Penting untuk mencatat detail penting seperti jenis pemadaman (paksa, pemeliharaan berdasarkan waktu, pemeliharaan berdasarkan kondisi), kapan pemadaman dimulai dan berapa lama berlangsung, bagaimana kegagalan terjadi (karena isolasi, beban, kesalahan OLTC, dll.), apa penyebab kegagalan (isolasi bushing, titik panas pada sambungan, dll.), dan apa yang dilakukan untuk memperbaikinya (jumlah jam kerja, komponen yang diganti, biaya,
3.7 Lain-lain
Pembangkitan dan penyediaan energi berkembang menjadi model bisnis yang lebih “biasa” sebagai akibat dari deregulasi di pasar Amerika Utara dan Eropa serta pembongkaran perusahaan utilitas terintegrasi vertikal tradisional. Kini, kinerja keuangan sama pentingnya dengan persyaratan teknik dalam pengambilan keputusan.
Di antara berbagai cara hal ini berdampak pada industri tenaga listrik, tiga hal yang patut diperhatikan adalah perannya sebagai manajer transformator.
Dampak №1
Pertama-tama, perusahaan utilitas semakin memperketat perjanjian kontrak mereka dengan konsumen, sehingga konsekuensi finansial akibat tidak tersedianya pasokan listrik menjadi cukup tinggi . Hal ini dapat berlaku di seluruh jaringan atau hanya di beberapa segmen terisolasi yang melayani klien industri penting.
Mungkin perlu untuk mengevaluasi kembali tingkat kegagalan yang dapat diterima untuk seluruh atau sebagian transformator suatu sistem dan kebutuhan akan transformator cadangan bertenaga dan tidak bertenaga dengan mempertimbangkan biaya pemadaman dan biaya kegagalan tambahan.
Dampak №2
Kedua, manajer transformator mungkin harus mengurangi sumber daya atau mencari cara untuk melakukan hal yang sama dengan lebih efisien jika kinerja keuangan ditekan oleh pemegang saham, yang biasanya melihat kinerja dari perspektif jangka pendek dan menengah.
Dampak №3
Ketiga, sebagai metode manajemen risiko, perusahaan utilitas semakin beralih ke asuransi karena penurunan pendanaan dan dukungan negara. Perusahaan utilitas mungkin didekati oleh perusahaan asuransi yang ingin menyesuaikan polisnya agar lebih selaras dengan perusahaan utilitas lain yang mereka cakup. Hal ini bisa terjadi karena perusahaan-perusahaan ini beroperasi di berbagai benua dan di banyak negara.
Perusahaan utilitas yang mengambil pendekatan berbeda mungkin akan mengalami lonjakan drastis dalam premi asuransi mereka karena penjaminan risiko tradisional bergantung pada data yang mungkin sudah tidak relevan lagi.
