Table of Contents | 2

Foreword

Welcome to The Lines Company’s 2018 Asset Management Plan (AMP). 

This document’s new format continues the company’s journey of change.  It includes the AMP itself and our planning processes, where we have started aligning more closely with international standards for asset management practice.  Going forward this focuses us firmly on risk ‐ to our assets, and to our customers who rely on them. 

Through reducing risk we aim to continue improving efficiency and managing our service to customers in a safe, reliable and cost‐effective way, and build on the high‐quality technical information from previous similar plans. 

Much of our attention over the 10‐year period of the AMP will be on investing in our assets to support the King Country and Ruapehu regions’ current and future economic development.  Maintaining and improving a secure, reliable supply of electricity from our key substations in a cost‐ effective way across the life of those assets will be a fundamental focus.   In combination with a comprehensive review of our line renewal programme, we aim to reduce the risk of system outages and to minimise consequences to customers should these occur. 

The safety of our people, our community and our assets is paramount to us, thus it is another key feature of this plan.   We are investing specifically to reduce safety risks on our assets, their interaction with the community we serve, and in the way we work as a company to maintain them. 

We understand these changes also reflect an increase in expenditure from previous plans and that this may impact consumers.   There is further work for us to refine our project planning to ensure our expenditure provides the best possible balance of safety, service and cost outcomes.  That too will be a focus in the coming year. 

In developing the 2018 AMP our goal has been to provide a 10‐year roadmap for our assets in a more informative and easily read way.   We want to encourage our stakeholders – our customers, our business partners, and the people living in our community ‐ to engage with us on the way we manage the custodianship of our assets and on the projects that stem from the guiding principles outlined in this document.   

With your support and feedback our business can continue to develop and succeed, so I invite you to comment by emailing AMP2018@thelines.co.nz. 

The Lines Company 

 

    Sean Horgan Chief Executive 

 

 Table of Contents | 3

Contents Foreword ......................................................................................................................................................................... 2 

Document Structure ........................................................................................................................................................ 6 

1.  Introduction .......................................................................................................................................................... 7 

1.1  Purpose ....................................................................................................................................................... 7 

1.2  Overview ..................................................................................................................................................... 7 

1.3  Business Context ....................................................................................................................................... 10 

1.4  Our Asset Management Plan .................................................................................................................... 13 

1.5  Key Outcomes ........................................................................................................................................... 17 

1.6  Development Initiatives ............................................................................................................................ 20 

2.  Background ......................................................................................................................................................... 23 

2.1  Overview of The Lines Company .............................................................................................................. 23 

2.2  Business Objectives .................................................................................................................................. 26 

2.3  Our Region ................................................................................................................................................ 27 

3.  Network Assets ................................................................................................................................................... 36 

3.1  Asset Summary ......................................................................................................................................... 36 

3.2  Points of Supply ........................................................................................................................................ 36 

3.3  Embedded Generators .............................................................................................................................. 38 

3.4  Zone Substations ...................................................................................................................................... 39 

3.5  Zone Substation Power Transformers ...................................................................................................... 41 

3.6  Sub‐transmission 33kV Switchgear ........................................................................................................... 41 

3.7  Support Structures: Poles ......................................................................................................................... 41 

3.8  Support Structures: Crossarms ................................................................................................................. 42 

3.9  Overhead Line Conductor ......................................................................................................................... 42 

3.10  Cables ........................................................................................................................................................ 43 

3.11  Distribution Transformers ........................................................................................................................ 43 

3.12  Distribution Switches ................................................................................................................................ 43 

3.13  Secondary Assets ...................................................................................................................................... 44 

4.  Approach to Asset Management ........................................................................................................................ 47 

4.1  Asset Management System ...................................................................................................................... 47 

4.2  Asset Management Policy ........................................................................................................................ 49 

4.3  Asset Management Objectives ................................................................................................................. 50 

4.4  Asset Management Accountabilities ........................................................................................................ 51 

4.5  Risk Management ..................................................................................................................................... 52 

 

 Table of Contents | 4

4.6  Life Cycle Management ............................................................................................................................ 53 

4.7  Information Systems ................................................................................................................................. 59 

4.8  Business Continuity Planning .................................................................................................................... 60 

5.  Capital Project Planning and Delivery ................................................................................................................. 63 

5.1  Capital Project Portfolio and Investment Drivers ..................................................................................... 63 

5.2  Asset Renewals ......................................................................................................................................... 64 

5.3  Network Development ............................................................................................................................. 79 

5.4  Customer Required Projects ..................................................................................................................... 85 

5.5  Summary of Network Capex ..................................................................................................................... 87 

5.6  Non‐Network Asset Capex ........................................................................................................................ 87 

5.7  Capital Expenditure Summary .................................................................................................................. 89 

5.8  New Technologies ..................................................................................................................................... 89 

5.9  Capability to Deliver ................................................................................................................................. 90 

5.10  Summary of Key Assumptions .................................................................................................................. 90 

6.  Operations and Maintenance ............................................................................................................................. 93 

6.1  Operations and Maintenance Objectives ................................................................................................. 93 

6.2  Operations and Maintenance Planning .................................................................................................... 93 

6.3  Vegetation Management .......................................................................................................................... 99 

6.4  Business Support, System Operation and Network Support .................................................................. 100 

6.5  Total Forecasted Operational and Maintenance Expenditure ............................................................... 100 

7.  Summary of Expenditure and Forecasts ........................................................................................................... 103 

7.1  Capital Expenditure ................................................................................................................................ 103 

7.2  Operational Expenditure ........................................................................................................................ 105 

8.  Asset Management Performance ..................................................................................................................... 108 

8.1  Safety ...................................................................................................................................................... 108 

8.2  Customer Experience .............................................................................................................................. 109 

8.3  Cost Efficiency ......................................................................................................................................... 111 

8.4  Asset performance ................................................................................................................................. 111 

9.  Continual Improvement .................................................................................................................................... 114 

9.1  Assessment of Asset Management Performance ................................................................................... 114 

Appendix A: Glossary .................................................................................................................................................. 119 

Appendix B: Information Disclosure Compliance ........................................................................................................ 121 

Appendix C: Information Disclosure Asset Management Plan Schedules .................................................................. 130 

Appendix D: Director Certification .............................................................................................................................. 151 

 

 

 Introduction | 5

Introduction

 

 Introduction | 6

Document Structure Plan Summary 

 Introduces our business and summarises our plan 

 

Introducing Our Business And Our Assets 

 Introduces The Lines Company, our customers and our network   

Describes the assets we own and operate 

 

How We Manage Our Assets 

 Sets out our approach to asset management and how we manage risks 

 

Our 10‐Year Plan 

 

Sets out our plans for developing the network   

Sets out how we maintain our network assets and our supporting operations  

 

Summarises our forecast capital and operational expenditure for the next 10 years 

 

How We Monitor With Industry Regulators 

 

Describes how well our business and assets perform against our strategic objectives   

Describes how we intend to improve our performance over time 

 

How We Comply With Industry Regulations 

Appendix A  Provides a glossary of key terms used in this document 

Appendix B  References the compliance requirements in our AMP 

Appendix C  Provides summary schedules required by the Commerce Commission 

Appendix D  Provides the Directors Certification for this AMP 

 

 

 Introduction | 7

1. Introduction Chapter Overview 

This chapter introduces our 2018 Asset Management Plan (AMP). It outlines its purpose and objectives, for whom it is written and how it is structured.  It also provides a summary of the AMP including the key themes and initiatives that underpin our ten‐year planning period, as we see them at the current time. 

1.1 Purpose

This Asset Management Plan (AMP) describes our electricity network, our assets and our investment requirements.  It also provides an overview of our asset management practices, our planning and our key risks and issues as we perceive them. 

The purpose of this AMP is to communicate with our stakeholders by: 

Providing readers with an understanding of the nature and characteristics of our network region. 

Describing the assets we own and operate. 

Detailing the investment requirements we foresee over the AMP period, so that we can continue to operate our network safely and reliably, and meet our strategic objective, which is to deliver shareholder value through customer centricity, productivity and efficiency, risk management and growth and diversity. 

Outlining our asset management objectives, which are to develop proficiency in leadership and enablement, asset planning, business process and continual improvement.   

Detailing our asset management processes which have been put in place to meet those objectives 

Describing the relationship between our AMP and our strategic plan, and its importance of as a key planning document. 

1.2 Overview

The Lines Company 2018 Asset Management Plan has undergone a significant refresh from previous iterations.  This version of the AMP is intended to take the significant, high‐quality technical information contained within earlier versions and demonstrate how that aligns with TLC’s strategic direction and objectives.    

In doing so we have sought to provide information to our stakeholders about how we are managing the assets they have entrusted to us.  Specifically we aim to: 

Provide readers with a broad understanding of the characteristics of our network, and the assets we own and operate. 

Demonstrate the investment requirements we foresee over the AMP period to enable us to progress in accordance with our business objectives.  

Convey the asset management and planning processes which have been established to manage our significant asset investments and to maintain our stakeholder interests. 

Through this AMP document, we have aimed to explain technical issues in a way that is meaningful to all our stakeholders.  Consequently this AMP document is a concise overview of our broader asset management processes and outputs, and is deliberately presented in the form of a high‐level summary of deeper technical information.     

We aim to provide enough detail to explain how our plans and decisions arise and are implemented in a way that makes it easy to read and understand.   

This plan covers a ten‐year period from 1 April 2018 to 31 March 2028 (financial years 2019 to 2028 – the planning period). As with any long‐term plan, the details tend to be more accurate in the earlier years as it is easier to predict the near‐term state of our assets and required actions, plans and expenditure.  This Asset Management Plan was approved by The Lines Company Limited Board of Directors on 15 March 2018. 

 

 Introduction | 8

1.2.1 A Change in Approach 

TLC has undergone significant change during 2017, with a change in Board composition and number of new appointments to the Senior Leadership Team, including a new Chief Executive.  We have developed a new business strategy which positions TLC as a sustainable company for the future in the face of significant change across the Electricity Industry. 

During 2017 we have taken the opportunity to have our safety performance and culture assessed by an independent third party.  This assessment has highlighted a number of areas where our performance is good, however a number of opportunities for improvement have also been identified that will help us keep our people and the public safe.  A two‐year Safety and Wellbeing roadmap has been developed to ensure these improvements are planned and executed efficiently. 

We have also changed our approach to Asset Management, and have commenced work on aligning with the internationally recognised ISO 55000 standard for Asset Management.  A three‐year plan for the improvement of our Asset Management processes and subsequent execution of works has been developed and will be used to identify and further drive improvements across the business.  Consistency of business process and further efficiency in the way we operate is already evident in the early stages of implementation.  Our continued focus on improving the way in which we manage our assets over the coming years will deliver further benefit and ensure that we operate a safe, reliable, cost‐effective network that meets our customers’ needs now and into the future. 

1.2.2 Short‐term Horizon 

The following issues provide both immediate and long term opportunity and challenge and have been key considerations as we have developed this AMP. 

Asset Risk & Safety 

Our focus on high impact safety related works continues to be prioritized to ensure that hazards that could cause injury to our people or the public are addressed.  

In parallel we are continuing to develop our understanding of the condition of our assets, and translating that condition to an understanding of risk.  This sees a progressive move away from purely age and condition related assessment to one that encompasses reliability of asset, asset class and the network as a whole, and a clear understanding of the impact that any failures may have on our customers.  The core challenge with this is underlying data quality and the ability to translate raw data into asset information.  Additional resource is being added to our Asset Management Team to ensure that rapid progress is made with this initiative.   

Technology 

Rapid advances are being made in technologies that have an impact on customer behavior in relation to electricity.  These changes will affect the traditional approach to the supply of electricity to customers, and while the effects of them are not evident on our network yet, we are considering how they will impact our business and our assets in the future. 

Key areas where technology is rapidly developing include: 

Solar energy, which is approaching economic viability at a domestic level. 

Battery storage, technically viable network and domestic level solutions are available but are some way from commercial viability.  Development of battery technology is being driven by investment in Electric Vehicles (EVs). 

Electric vehicle, uptake across New Zealand is increasing, providing an opportunity to support a more environmentally friendly transport fleet, countered by the requirement to carefully manage any network peaks that may occur in the future if there is a significant EV fleet within the region. 

The Internet Of Things is seeing a higher level of customer engagement with respect to their energy consumption, which also provides the for a higher level of competition in the electricity sector from non‐traditional competitors (e.g. Apple, Amazon). 

The advances in technology also allows us to consider alternatives to the traditional ‘poles and wires’ method of 

 

 Introduction | 9

providing highly available, reliable electricity to our customers with the use of batteries or solar products, some of which may be supplemented with diesel generation. 

With these advances, and the possibility of viable alternatives to providing a reliable supply of electricity to our customers, comes the risk of our assets being displaced or stranded and as such consideration will need to be given to the accounting treatment of these assets.  This may see the need to depreciate ‘at risk’ assets at a higher level than is currently the case. 

Time of Use Pricing 

During 2017 a complete review of our pricing methodology was undertaken by two independent consultants.  Following extensive consultation with customers during that review, a change in pricing methodology was approved.  In October 2018 our billing methodology will change from the historical demand‐based approach to a Time of Use system incorporating peak, off‐peak and shoulder periods with different kilowatt hour (kWh) rates.  Time of Use has been implemented to provide a simple, easy and transparent pricing methodology for our customers.  Modelling completed during the development of the Time of Use system and following customer trials suggests that there will not be a material impact to the network and consequently no change in spend (increase or reduction) has been forecast in relation to the transition to Time of Use.  Customer use patterns will be closely monitored over the first 12‐18 months of implementation to verify the impact and if required investment plans will be adjusted accordingly. 

Skilled Resource Availability 

Over the past two decades the average age of skilled personnel within the Electricity Industry has climbed steadily.  Over time there has been a decline in companies providing apprenticeships and this coupled with significant demand outside of New Zealand for these skills sees a tight labour market for the electricity industry as a whole for the foreseeable future.  We expect that this combined with significant work programmes being undertaken by a number of other industry participants will place pressure on the delivery of work over the planning period.  TLC has committed to an ongoing trainee line mechanic programme which seeks to employ four new trainees a year to bolster our capability. 

Live Line Work and Weather Impacting Network Performance 

As a result of international trends and recent changes in Health and Safety legislation, TLC has ceased all high voltage live line work pending completion of a formal review of the practice and alignment with the industry agreed approach.  This coupled with changing weather patterns with a higher number of intense weather events is resulting in an overall increase in outages experienced by customers.   

These trends are being taken into consideration as we look to manage our network into the future.  This is subject to further analysis, however they could result in additional equipment or a higher standard of design being required to overcome the consequent reliability issues. 

1.2.3 Key Assumptions in Developing this Plan 

This plan has been developed with the following key assumptions: 

TLC is able to attract and retain staff and has access to contractors via the wider market to fulfil its capital programme. 

Conditions that affect our business (weather, business costs and operating environment) do not vary materially from where we understand them today. 

A government review of the electricity industry does not materially change our revenues or cost base. 

Access to capital and inflation remains stable. 

The regulatory environment does not change significantly over the planning period. 

 

 

 Introduction | 10

1.3 Business Context

TLC recognises its role in providing a service that is essential to enable a high standard of living and economic prosperity in the King Country and Ruapehu regions.  As a whole, the electrical industry in New Zealand is poised for significant change in the near future driven by factors such as the uptake of Distributed Energy Resources (e.g. photovoltaics, battery storage etc.), increasing consumer engagement, projected growth of electric vehicles and an ‘end‐to‐end’ Government review of the electricity sector– to list a few.  

To prepare ourselves for these changes TLC has developed a robust strategy to deliver long‐term financial vitality and viability for our shareholder.  The strategy provides the foundation and direction that TLC needs to best serve our customers now and into the future, and positions us to become a different business in the future whilst being cognisant of our responsibilities to our customers and community.   

1.3.1 Our Business Structure 

TLC has four business units that integrate to support the management of its distribution network. The relationship of the three non‐network business units to the core network and its asset management is set out in figure 1.2.1. 

Figure 1.3.1: Integrated TLC Business 

 

1.3.2 Network Overview 

The Lines Company network provides an electricity distribution service to ~24,000 connected customers covering 13,700 km2.  It is one of the largest network areas in New Zealand, but has a low population density and doesn’t supply a major urban centre.  Consequently much of the network is committed to providing electrical distribution services to rural and sparsely populated areas.    

Relative to other distributors in New Zealand, the TLC network is also electrically complex.  It has one of the most diverse customer populations, a long circuit length, multiple and varied points of supply (from both Transpower and large generators), and significant electricity generation that is embedded within the network. 

 

 Introduction | 11

Figure 1.3.2: TLC Network Region 

  

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1.3.3 Network Growth 

Electricity demand on the TLC network has continued to grow, driven primarily by farming, commercial and industrial business growth.  There is a high likelihood of increases in the population of townships in the northern area of the network, further driving increases in load.  In some cases the demand on our assets is predicted to meet a tipping point over the planning period, and investment in new assets is now required to continue to provide a reliable electricity supply.  Projects related to growth include the upgrade of the Hangatiki 110 kV supply point (the installation of a new high voltage transformer), upgrade of the Ohakune supply point (increase in cable capacity) and line renewal projects in Otorohanga and Ohakune.  

The planned dairy factory within the Otorohanga region and the proposed upgrade of the Waikeria1 prison are both key considerations over the planning period and will result in investment in our electricity network being made to support regional economic growth. 

In total we expect both network coincident demand and network energy growth to increase by circa 25% over the planning period.  

Figures 1.2.3(a) and (b) below show the forecast growth in terms of power and energy demand.  

                                                                 

1 Waikeria Prison is outside of the TLC network area, however residential growth is expected in Otorohanga to support staffing requirements. 

Waitomo

Benneydale

Ohakune

Piopio

Mokau

Te Kuiti

Otorohanga

National Park

Whakamaru

Turangi

Taumarunui

Mangakino

Mokai

Taharoa

 

 Introduction | 12

Figure 1.3.3(a): Forecast Network Demand 

 

Figure 1.3.3(b): Forecast Energy Conveyed 

 

1.3.4 Asset Summary 

The network assets that are used to provide electricity to the TLC geographic area are summarized in Table 1.3.4 below: 

Table 1.3.4: Summary of Assets 

Portfolio   Asset Class  Unit  Quantity  Points of Supply  Transpower grid exit points (GXP)  No.  5 

Direct Generator Connections  No.  3 

Embedded Generators >1 Megawatt (MW) 

TLC owned hydro generation plants  No.  2 

King Country Energy Owned Generation Plants  No.  4 

Zone Substations and Sub‐transmission Switchgear 

Buildings  No.  39 

Power transformers  No.  33 

0

20

40

60

80

100

120

2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028

Megaw

att (M

W)

Financial Year

Network Demand Forecast

GXP Coincident Demand Network Coincident Demand

0

100

200

300

400

500

600

2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028

Gigaw

att hour (GWh)

Financial Year

Network Energy Forecast

 

 Introduction | 13

Portfolio   Asset Class  Unit  Quantity  33 kV switchgear  No.  249 

Support Structures   Poles  No.  34,548 

Crossarms  No.  51,156 

Overhead Conductors  Sub‐transmission  km  502 

Distribution  km  3,085 

Low voltage   km  449 

Cables  Sub‐transmission  km  11 

Distribution  km  128 

Low voltage   km  179 

Low Voltage (LV) Pillar Boxes    No.  4095 

Distribution Transformers  Ground mounted  No.  503 

Pole mounted   No.  4,596 

Distribution Switches  Ground mounted switchgear  No.  438 

Pole mounted fuses  No.  6,912 

Pole mounted switches  No.  568 

Circuit breakers, reclosers and sectionalisers  No.  275 

Secondary Systems  SCADA and communication   No.  834 

Protection relays  No.  269 

Load control systems  No.  10 

Metering (on network)  No.  24,058 

1.4 Our Asset Management Plan

1.4.1 Key Asset Management Issues 

TLC is facing a range of short to medium‐term challenges that include security of supply constraints (brought about by incremental growth and reliability concerns related to some key assets), safety and environmental risks and line renewal requirements.   These are considered the critical risks that the AMP is seeking to address. 

Security of Supply 

Currently TLC has a range of security of supply issues to address in its Points of Supply (POS) and zone substations.   From a customer perspective: 

Over 10,000 customers are connected to a zone substation that does not meet our security of supply targets. 

Over 16000 customers are connected to a grid exit point GXP that does not meet our security of supply targets. 

Figure 1.4.1(a) shows an overview of our zone substation security.  For most substations TLC can provide ‘fast response’ backup (transformer replacement or back feed) options, but constraints are now apparent on five of our most significant zone substations. 

Projects within the planning period will address these security constraints providing a more reliable and resilient supply to our customers. 

 

 Introduction | 14

Figure 1.4.1(a): Security Rating of TLC’s Zone Substations 

 

Safety and Environmental 

TLC has three significant Safety and Environmental risks that need to be addressed: 

Public safety risks associated with distribution transformers enclosed in wooden and tin sheds. 

Safety risks associated with the cables on the Ruapehu ski‐fields. 

Unsafe‐to‐operate switchgear (known as SDAF switchgear). 

The replacement of the distribution transformers noted above is phased over years 1‐3 of the planning period.  Replacement of the cables on the Ruapehu ski‐fields requires extensive input from our customer and consultation with both iwi and the Department of Conservation.  As such this is scheduled for years 2‐5 of the planning period.  The remaining three SDAF switches on our network will be replaced or removed over the coming 18 months. 

Line Renewals 

One of the most significant challenges for the business is transforming its line renewal programme to create a sustainable forward management programme. 

TLC has some 4000 km of lines which are supported by approximately 34,000 poles and 50,000 crossarms.  The establishment of the core network took place through the mid 1900s and since that time the renewal of line infrastructure has not quite kept sufficient pace to maintain an average mid‐life age.   

Figure 1.4.1(b) shows TLC’s rolling average pole age profile.  Although this is a crude indicator of risk, it shows that the average age of TLC’s pole asset fleet has been steadily increasing year on year. 

   

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

Number of Customers

Zone Substation Security Summary 

N N‐1 N‐1 Constrained N‐1 Switched

Over 10,000 customers (around 43%) are impacted by security of 

 

 Introduction | 15

Figure 1.4.1(b): TLC’s Pole Age Profile 

 

Although our line renewal programme has successfully improved the reliability of our distribution network over the last fifteen years, that performance will begin to erode without further planned renewal.    

1.4.2 Our Business and Planning Objectives 

Our core business objective is to connect customers with a safe and reliable electricity supply, and by doing so deliver value to our shareholders.  TLC has four strategic pillars that drive our business activities and decisions to achieve this objective:   

Customer Centricity:  We focus on our customers. 

Productivity and Efficiency: We manage our business efficiently. 

Risk Management:  We are effective at managing risk. 

Growth and Diversity: We grow and diversify our business. 

Our planning objectives in this AMP seek to deliver to our business goals and focus on activities that improve network reliability, business productivity and customer value outcomes.   They are centred around five key themes: 

Safety: Making targeted investments to improve the safety of our assets. 

Security of Supply: Investing to improve the reliability and backup measures of our key supply points. 

Line Renewal: Targeting sustainable delivery of our line renewal programme whilst ensuring our distribution lines remain safe and reliable. 

Efficiency and Productivity: Improving business processes and systems. 

Growth: Making targeted investments to support customer and network growth. 

The following diagram shows how these AMP objectives link to the TLC business strategy. 

   

0

5

10

15

20

25

30

35

40

2028

2018

2008

1998

1988

1978

1968

1958

1948

1938

1928

Rolling Average Pole Age

Average

Age (Years)

Average Pole Age at Year X

2018 AMP Plan

 

 Introduction | 16

Figure 1.4.2: Integration of AMP Objectives with TLC Business Strategy 

Safety 

Safety is our highest priority.  We strive to ensure safety is at the core of all our business activities including the planning, design, construction and maintenance activities that are the focus of the AMP plan.  In 2017 we completed a review of our health and safety performance and culture.  A two‐year Safety and Wellbeing Roadmap has been developed.  Post the two‐year period, our focus on improving our safety performance will continue as we seek to further improve safety outcomes for our staff and community.  

Security of supply 

TLC is now reviewing its security of supply planning with intent to strengthen the resilience of the network in key areas.   Security of supply related projects outlined in this 2018 plan include the upgrade of several key zone substations to provide increased supply capacity, including the upgrade of backup transformers that can maintain supply if one should fail.  They also include the refurbishment of transformers to repair manufacturing defects and other improvements to key line and substation assets. 

The constrained nature of Transpower’s 110kV network that supplies the majority of our network area continues to be cause for concern in the medium to long‐term.  Discussion is continuing with Transpower to identify options that are technically appropriate and commercially prudent, and that will address the potential impact on the TLC network should it continue to grow. 

   

 

 Introduction | 17

Line renewal 

In this AMP we are targeting an increase in the quantity of line renewal work to ensure that the age and consequent risk associated with our distribution network remains within acceptable limits.TLC has also commenced development of an asset risk management model which will provide risk based insight on the state of the line assets and allow TLC to base renewal decisions on condition and risk rather than coarse indicators such as age alone.  It is expected that through this analysis TLC will be able to ensure its planned investment in line renewals is optimised over time. 

Efficiency and productivity 

We are working to further our asset management related business processes and systems.  Planned expenditure related to efficiency and productivity improvement includes the review of our asset management business process to align with the international standard for asset management, ISO 55000.  We are also seeking to improve the integration of our core technology systems and their interaction with field tools.    

1.5 Key Outcomes

1.5.1 Planned Capital Expenditure  

Over the past two years significant work has been undertaken to review our approach to security of supply and reliability of the network.  The historical focus has been on increasing the reliability of the distribution and sub‐transmission networks which has seen a marked improvement in the overall reliability of the network over the past 15 years.  However, over that period growth (both incremental and customer driven) across the network has now meant that investment is required in zone substations and points of supply over the planning period to ensure that a reliable supply of electricity is able to be maintained to those areas.  In parallel, the line renewal programme needs to continue at levels similar to previous years to ensure that the reliability is maintained.   

In the 2017 Asset Management Plan Update we signalled a lift in capital expenditure from an historical base of around $10M to $15M per annum to enable us to continue to provide a safe, reliable, resilient network.  In developing this AMP, we have continued that focus.   

A summary of the capital expenditure for the planning period is outlined in Table 1.5.1. 

Table 1.5.1: Summary of Total Capital Expenditure – 10 years 

$ 000’s    2019  2020  2021  2022  2023  2024  2025  2026  2027  2028 

Network   

Asset Renewals  9,493    9,133   10,971   10,268    8,886    8,364   11,439   10,362    8,835    8,681  

Customer Required   4,948  3,586  1,988  1,361  1,093  1,093  1,093  1,093  1,093  1,093 

Network Development  

 3,151    3,699    843    2,588    3,506    4,320    220    792    514    965  

Non‐Network 

Routine  235  261  317  317  261  151  151  151  151  151 

Atypical  550  3,100  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐ 

Total   18,377  19,779  14,119  14,534  13,747  13,929  12,903  12,398  10,593  10,889 

    

 

 Introduction | 18

Figure 1.5.1: All Capital Expenditure 

  

1.5.2 Planned Operational Expenditure 

Our Opex spend across the planning period remains relatively consistent with that identified last year.  There are increases in the near term that are offset with decrease over time as efficiency improvements across the business are realized. 

Table 1.5.2: All Opex Expenditure 

$ 000’s    2019  2020  2021  2022  2023  2024  2025  2026  2027  2028 

Maintenance   

Preventive Expenditure  

1,199   1,199   1,199   1,199   1,199   1,199   1,199   1,199   1,199   1,199  

Reactive  

Expenditure 

1,165   1,165   1,165   1,165   1,165   1,165   1,165   1,165   1,165   1,165  

Asset Replacement and Renewal 

Planned Expenditure 

190   190   190   190   190   190   190   190   190   190  

Vegetation Management   

Planned Expenditure 

984   984   984   984   984   984   984   984   984   984  

System Operations & Network Support 

Planned Expenditure 

2,520   2,529   2,535   2,540   2,549   2,558   2,568   2,582   2,591   2,601  

Business Support 

Planned Expenditure 

6,143   5,938   5,707   5,468   5,422   5,439   5,453   5,472   5,492   5,511  

Total   12,201   12,005   11,780   11,546   11,509   11,535   11,559   11,592   11,621   11,650  

    

 ‐

 2,000

 4,000

 6,000

 8,000

 10,000

 12,000

 14,000

 16,000

 18,000

 20,000

2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028

$ 000's

Financial Year

All Capital Expenditure

Asset Renewals Customer Required Network Development Non‐Network Routine Non‐Network Atypical

 

 Introduction | 19

Figure 1.5.2: All Opex Expenditure 

 

1.5.3 Asset Management Performance 

In developing this Asset Management Plan, we have determined four asset management performance measures that will assist in determining our effectiveness over time.  These are detailed below:   

Safety:  Safety of our team, our customers and our community is of paramount importance to TLC.  No job is so important that it cannot be completed safely. 

Customer Experience:  Our customers’ experience in dealing with us and the service levels they receive from our network are key elements in how we operate our business.  We remain focused on ensuring that our network remains reliable and that when our customers contact us we respond in a timely and professional manner to resolve their queries.   

Cost Efficiency:  We aim to deliver service from a safe, reliable network to our customers in the most cost effective manner possible.  The widely varying nature of our network and its relatively low customer density provides a number of challenges in ensuring that costs remain well controlled.   

Asset Performance:  Performance of our assets is strongly influenced by the decisions we make in the design, construction, operation and maintenance of our assets.  Our focus is to ensure that our assets achieve or maintain performance levels at the lowest life cycle cost. 

1.5.4 Continual Improvement 

We are endeavouring to continually improve the way we manage our assets and the outcomes we provide to our stakeholders.  The Commerce Commission provides a standard framework for measuring asset management improvement, which ranks our maturity level from 0 to 4.  We undertake this self‐assessment each year to track our and report on our progression in asset management competency. 

This year our competency level has increased resulting from the development work undertaken in asset management during 2017.  The conclusion from this review is that TLC is making steady progress in our asset management maturity, but also that we have many areas that we can further strengthen.  These will be key focal points on our further development. 

   

 ‐

 2,000

 4,000

 6,000

 8,000

 10,000

 12,000

 14,000

2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028

$ 000's

Financial Year

Operational Expenditure

Preventive Maintenance Reactive Maintenance

Asset Replacement and Renewal Vegetation Management

System Operations and Network Support Business Support

 

 Introduction | 20

Figure 1.5.4: Asset Strategy and Delivery 

 

1.6 Development Initiatives

1.6.1 Asset Management Framework 

During 2017 TLC has reviewed its approach to Asset Management and has committed to aligning our Asset Management Framework to the internationally recognised ISO 55000 series of standards.  In aligning with these standards we have structured our Asset Management Planning around four pillars.  These are summarised below: 

• Leadership and Enablement of the asset management approach which is aligned with TLC’s business objectives, and meets the requirements of both external and internal stakeholders. 

• Asset Planning ‐ a detailed end‐to‐end planning process across the asset portfolio which commences with risk profiling of the assets, through to delivery.  

• Business Processes ‐ well defined quality processes for the delivery of CAPEX and OPEX work to the assets along with other tasks such as switching, investigations, materials supply and so forth. The intent is to reduce the cost of work through quality management, assure consistency of approach and promote the competency of all teams involved with service delivery. 

• Continual improvement – consistently improving asset management processes as well as determining future options for network resilience and reliability. 

1.6.2 Data Quality and Predictive Risk Modelling 

TLC recognises that the quality of the data and information that it holds on its asset portfolio are essential enablers in ensuring a focused and prudent asset management system that delivers high quality network performance through targeted risk reduction at the lowest life cycle cost. 

We have commenced the development of an Asset Risk Management Model for our distribution network assets.  This is based on the Distribution Network Operators (DNO) Common Network Asset Indices Methodology (Common 

 

 Introduction | 21

Methodology) published by the UK Ofgem as an open source for electricity network companies to assess asset health and criticality.  Once fully implemented this will be used as a tool to assess the current risk associated with the assets and also predict future risk based on various investment scenarios.  It is intended to develop a similar model for all major asset classes. 

This will require a more detailed understanding of the condition of our assets and the manner in which that condition translates into asset and business risk. We believe the investment in this approach will provide significant benefit over the traditional approach of a point estimate of asset risk using a combination of age, condition and reliability. 

 

 

 Background | 22

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Background

 

 Background | 23

2. Background Chapter Overview 

This chapter provides an overview of The Lines Company including ownership and governance, business context, our customers and stakeholders, our network, asset summary and operating environment.  

2.1 Overview of The Lines Company

2.1.1 Company Profile 

The Lines Company’s core business is the ownership, maintenance and operation of an electricity distribution business predominantly located in the King Country and Ruapehu regions of New Zealand.   

The Lines Company (TLC) was established in 1999 when electricity industry reforms required the separation of retailing and distribution lines businesses.  Before then TLC’s lines business assets were vested in King Country Energy Ltd and the Waitomo Energy Company, both of which had themselves been created out of the old Power Boards as part of reforms earlier that decade.  

TLC is 100% owned by the Waitomo Energy Services Customer Trust (“WESCT”), which is governed by six trustees. Three trustees are elected by customers within a gazetted area (Hangatiki and Whakamaru) who then appoint one further trustee. Major customers within the Hangatiki and Whakamaru area also elect two trustees.   

TLC’s Head Office is located in Te Kuiti with operational depots in Taumarunui, Ohakune and Turangi.  The group has four distinct business units – Network, Metering, Generation and Network Services, with only the Network business being constrained to the Waitomo and King Country regions. 

2.1.2 Business Context 

The electricity industry in New Zealand is poised for significant change in the near future driven by factors such as the uptake of Distributed Energy Resources (e.g. photovoltaics, battery storage etc.), increasing consumer engagement, projected growth of electric vehicles and an ‘end‐to‐end’ Government review of the electricity sector– to list a few.  

A summary of the current and emerging challenges in relation to the management of our assets is listed below, along with a description of how TLC has commenced addressing these challenges. 

Customer and community engagement 

TLC  is  the  only  EDB  in  New  Zealand  to direct  bill,  employing  a  pricing methodology  that  is  unique  within  the industry.    TLC’s  current  pricing  structure has caused debate within the community. 

After  significant  consultation  with  the community, TLC will change to a ‘time of use’ based  pricing methodology.  A  philosophy  of ‘keeping engaged with the community’ is part of TLC’s new business ethos. 

Safety Leadership 

The Health and Safety at Work Act (2015), sets an expectation that businesses move from  a  compliance  to  a  proactive  safety culture.  

 

An  external  review  comparing  TLC  H&S practices  against  industry  peers  has  been completed.  A  two‐year  roadmap  has  been developed  which  will  enable  TLC  to  work toward industry best practice. 

Cost effective Network service delivery 

TLC has an ageing asset base that is spread across  a  wide  geographical  area.  TLC  is focused on maintaining network reliability at  the  least possible  life cycle cost which remains challenging with an ageing asset and a low population base. 

 

TLC  has  revised  the  asset  management planning  process  with  a  view  to  optimising risk, cost and customer experience.  

 

 Background | 24

Emerging technologies 

The emergence of new technology such as photovoltaics, battery storage, smart in‐home devices, electric vehicles and digital trading platforms, to name a few, has the potential to significantly change the industry and TLC’s business activities.   

 

TLC  is  involved  in  a  number  of  technology initiatives  from  a  solar  trial  through  to  real time  data  acquisition  and  monitoring  of Network  information.  In  2017,  TLC  was awarded EECA funding to support the rollout of  Electric  Vehicle  charging  units  at accommodation  destinations  throughout TLC’s network. 

Investment in systems and processes 

TLC’s systems and processes require updating and investment in order to meet the requirements of an evolving business.  

TLC’s new customer management system will go  live  in  2018.  In  addition,  a  number  of process  improvement  programmes  are  in place, especially in the Network development and operations area.  

 

2.1.3 Business Structure 

TLC has four business units that integrate to support the management of its distribution network.  Further detail on the Network business unit is provided in Section 2.3.  The relationship of the three non‐network business units to the core network and its asset management is set out below: 

Figure 2.1.3: Integrated TLC Business 

 

These business units provide strategic opportunities for the ongoing refinement of TLC’s approach to asset management. 

Generation 

TLC operates and maintains three hydro generation sites – these are either wholly‐owned, or owned in partnership with landowners. Two generation sites (Speedys Road and Mangapehi) are in TLC’s network area while one site is located at Matawai near Gisborne. These generation sites are run of the river (i.e. no hydraulic storage) hydroelectric plants.  The output is dependent on rainfall in the catchments that supply the in‐take rivers.  Incremental improvements continue to be made on plant and equipment in order to optimise generation output and ensure reliability of supply.  

Metering 

Financial Corporation Limited (FCL) is a wholly‐owned subsidiary of TLC and represents the Group’s metering interests. FCL owns both on‐network meters (meters on the TLC Network) and off‐network meters (which exist on non‐TLC networks) where FCL derives income from electricity retailers and some industrial sites throughout New Zealand.  FCL also own 36% in Embrium Holdings Ltd – an “early stage” meter analytics business based in Wellington. 

 

 Background | 25

Network Services 

TLC has a wholly‐owned power system contracting unit.  TLC Network Services provides network construction services, as well as maintenance, fault management and technical services to customers.  The business unit employs approximately 65 staff and is focused as a specialist support unit to the network. At the time of writing TLC Network Services does not offer any substantial services outside the TLC core network area. 

In addition to in‐house teams, TLC also engages external service providers for vegetation management (arborist services) and other specific major construction projects.  

2.1.4 Organisation Structure 

The Lines Company is structured into six divisions which manage the TLC business unit portfolio.  The organisation structure is shown below: 

Figure 2.1.4: TLC Organisation Structure 

 

 

 

 Background | 26

2.2 Business Objectives

2.2.1 Strategic Framework 

TLC has recently developed a robust strategy to deliver long‐term financial vitality and viability for our shareholders in the face of rapidly changing customer expectations and an evolving energy landscape – the fundamental building blocks of which are outlined in Figure 2.2.1.  

The strategy provides the foundation and direction that TLC needs to best serve our customers now and into the future. The strategic plan positions TLC to become a different business in the future and takes into account our responsibilities to our customers and community as well as the changes transforming our industry — increasingly sophisticated Network requirements, greater dependence on technology, third parties entering the market and the importance of Network data and analytics. 

Figure 2.2.1: TLC’s Strategic Framework 

 

2.2.2 Organisational Values 

In conjunction with the development of the new strategy TLC has defined and rolled out a new set of organisational values.  These values, supported by a set of behaviours, underpin how the people within TLC act with their colleagues, our customers and our community.  These values are detailed below. 

Figure 2.2.2: TLC’s Values 

 

Keep Well 

Health and wellbeing comes first. 

Act safely. 

Protect those around us. 

 

 

Be Awesome 

Innovate and bring ideas to life. 

Punch above our weight. 

Embrace change positively. 

Exceed expectations. 

 

   

 

 Background | 27

 

Be Proud 

Work hard to get the job done. 

Make a difference. 

Celebrate our expertise. 

Embrace our unique community. 

 

Own It 

 

Be responsible for our actions. 

Take ownership from start to finish. 

Deliver on promises. 

Overcome challenges. 

 

 

2.2.3 Link to Asset Management Planning 

Our business strategy, supported by the four building blocks of Customer Centricity, Productivity and Efficiency, Risk Management and Growth and Diversity drive our approach to Asset Management.  Our Asset Management Policy is detailed in Section 4 with each of the principles articulated being able to be linked back to one of these four building blocks. 

Our Asset Management performance is measured as detailed in Section 8 with four key areas: 

Safety:  Safety of our team, our customers and our community is of paramount importance to TLC.  No job is so important that it cannot be completed safely. 

Customer Experience:  Our customers’ experience in dealing with us and the service levels they receive from our network are key elements in how we operate our business.  We remain focused on ensuring that our network remains reliable and that when our customers contact us we respond in a timely and professional manner to resolve their queries.   

Cost Efficiency:  We aim to deliver service from a safe, reliable network to our customers in the most cost effective manner possible.  The widely varying nature of our network and its relatively low customer density provides a number of challenges in ensuring that costs remain well controlled.   

Asset Performance:  Performance of our assets is strongly influenced by the decisions we make in the design, construction, operation and maintenance of our assets.  Our focus is to ensure that our assets achieve or maintain performance levels at the lowest life cycle cost. 

2.3 Our Region

2.3.1 Overview 

In total the TLC network provides an electricity distribution service to around 24,000 connected customers covering 13,700 km2.  It is one of the largest network areas in New Zealand without a major urban centre.  Consequently it has become a specialist in providing electrical distribution services to rural and sparsely populated areas.  These areas include the highest points in the North Island of New Zealand (the Turoa and Whakapapa ski‐fields on Mount Ruapehu).  

The region’s core economic industries are dairy farming, industrial processing (limestone and timber), mining (iron sand) and tourism.  The network also includes popular ski‐fields with a consequent winter peak loading, plus an increasing uptake in holiday homes and tourist destinations, which can lead to significant swings in network loads in these regions from a low permanent resident base.   

 

 Background | 28

TLC’s network supplies ~381GWh of electricity per year and has a regulated asset base (RAB) value of $184 million (March 2017).   

Figure 2.3.1(a): TLC Network Region 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Points of Supply (POS) to the TLC network are not only from Transpower grid exit points (GXPs), but also from major Waikato generation plants connected to our sub‐transmission network.  Supply to the network is also supported by a number of embedded hydro generators connected to the distribution network at 11kV.  

Our network characteristics are influenced by our customers, our assets, our operating environment, our stakeholders and our network boundaries.   

Figure 2.3.1(b): Key Influences on the TLC Network 

2.3.2 Our Customers 

TLC serves around 24,000 homes and businesses supplied through six points of supply including Hangatiki, Whakamaru, Ongarue, Tokaanu, National Park and Ohakune.   

Waitomo

Benneydale

Ohakune

Piopio

Mokau

Te Kuiti

Otorohanga

National Park

Whakamaru

Turangi

Taumarunui

Mangakino

Mokai

Taharoa

TLC Network

Our Operating Environment

Our N

etwork 

Boundaries O

ur Assets

Our 

Stakeholders

Our Customers

 

 Background | 29

Our customers are a mix of high value industry, dairy farming, traditional residential customers and a high proportion of tenancy or holiday‐based accommodation.  Table 2.3.2 below sets out our customer profile with ICP numbers by category: 

Table 2.3.2: Number of customers (ICPs) by category 

Customer Group  Customers  % of ICPs  

Accommodation  220  0.93% 

Commercial  2,408  10.14% 

Farming  3,123  13.37% 

Holiday Home  3,698  15.58% 

Major  138  0.58% 

Residential  14,008  59.01% 

Unmetered  93  0.39% 

TOTAL  23738  100% 

Large Load Customers 

There are several diverse, large load customers that generate considerable economic value to the region who have increased reliability and quality requirements. A number of these facilities are on the end of long sections of network, with no alternative supply. As large load customers may not always be able to fund high levels of network security there is a heightened demand for network reliability, as well as good communications managing interruptions to supply.  These large load customers include the following and also shown in the supply coverage map shown in Figure 2.3.2 

•  Iron sands processing and loading. 

•  Ski‐fields. 

•  Corrections facilities. 

•  Limestone extraction and processing. 

•  Meat processing. 

•  Timber processing. 

•  Milk processing and glasshouse food production. 

2.3.3 Our Assets 

TLC operates a sub‐transmission network operating at 33 kV connecting points of supply to zone substations.  TLC’s network is one of the most geographically complex and distributed networks in New Zealand.  Its key characteristics include: 

•  One of the smallest customer populations in New Zealand (ranking 20th out of 29 electricity distributors in terms of number of customers). 

•  A relatively long circuit length (12th out of 29 in terms of the length of network) and no large urban centres, resulting in a low customer per km ratio. 

•  Sparsely populated, with long lines in rugged terrain, and few alternative supply options. 

Waitomo

Benneydale

Ohakune

Piopio

Mokau

Te Kuiti

Otorohanga

National Park

Whakamaru

Turangi

Taumarunui

Mangakino

Mokai

Taharoa

Figure 2.3.2: Location of Major Customers 

 

 Background | 30

•  Large unpredictable loads, and embedded hydro generation. 

•  A customer mix (and need) that is widely varied, being a mix of high‐value primary sector industry, dairy farming, a relatively low proportion of traditional residential customers, and a high proportion of tenancy or holiday‐based accommodation. 

To address the geographic and customer characteristics our network has a unique asset configuration which includes:  

•  Few lines on roadsides and many across rugged mountainous terrain. 

•  Large numbers of Single Wire Earth Return (SWER) systems (60 plus). 

•  North Eastern areas supplied directly from major Waikato generation plants bypassing Transpower grid exit points (GXPs). 

•  A number of embedded hydro generators connected to the distribution network. 

•  Long lengths of 33kV network providing sub transmission. 

•  Long lengths of privately owned 11kV lines, often in remote rugged country.   

The majority of the distribution network operates at 11kV and is characterised by long rural feeders across terrain that is difficult to access. As such is prone to a higher level of interruptions than typical given its size.   

2.3.4 Our Operating Environment 

The environment we operate in is an important factor in delivering our services. The following factors determine our operating environment: 

•  Topography. 

•  Geology and climate. 

•  Land access. 

•  Vegetation. 

•  Access to human resource. 

•  Technological changes. 

•  Energy consumption trends. 

Topography  

The topography of our supply area varies greatly from the iron‐sand beaches on the west coast to the highest points in the North Island of New Zealand at the Turoa and Whakapapa ski‐fields on Mount Ruapehu.  It is an area of steep, rolling hills and valleys dissected by rivers and streams. As a result, lines tend to go from hill to hill and predominately through remote rugged terrain.   

Geology and Climate 

The King Country is a broad expanse of uplifted sedimentary rock west of the North Island main divide and central volcanic zone, and is part of a larger, geologically similar tract of land that includes inland Whanganui and Taranaki. Mountain ranges flank the King Country – the greywacke and argillite Hērangi Range in the west and the greywacke and ignimbrite Rangitoto and Hauhungaroa ranges to the east. The hills are siltstone, sandstone and mudstone. 

TLC’s western coastal assets are subject to salt‐laden air; assets therefore are chosen that perform well in this environment.  

Thermal areas, such as Tokaanu, require components that can be installed in hot ground. In one case TLC obtained special dispensation to not follow the Taupo District Council District Plan for underground reticulations in urban areas, as the ground was too hot for an underground cable. TLC has also been compelled to install wooden poles in some regions due to the corrosive nature of the gases in the thermal area that reduce the life of concrete poles.  

 

 Background | 31

Overall, the diversity of soil types of our network region (iron‐sand, peat soils, sandstone etc.) along with the diversity of regional geological conditions (volcanic zones, coastal areas etc.) adds complexity to the design, construction and operation of our network. 

Land Access 

TLC has an extensive distribution system across private land in order to cost effectively reach remote regions.  Land access is fundamental to our continuing operations, but is regularly constrained by climatic conditions (wet soils preventing vehicle access to hilly terrain during winter), and community considerations such as vehicle access across paddocks during lambing periods. 

As a Network Operator TLC has existing rights under the Electricity Act 1992 for assets built prior to 1992. These rights give TLC access to maintain the equipment constructed prior to 1992. Notwithstanding these rights, practical access is often restricted by the constraints mentioned above, and as such TLC has a relatively high use of helicopters to support construction and maintenance. 

Vegetation  

TLC’s distribution network crosses through dense vegetative and forested areas.  As a result TLC has a high exposure to faults from tree fall, particularly during storm events.  TLC invests significantly in vegetation management (tree‐trimming) to maintain reliable supply to its rural customers. 

Access to Human Resource 

The labour market supporting the electricity distribution industry continues to be ‘tight’, with it being very difficult to find sufficient skilled workers to carry out all planned works.  This is expected to become more challenging as other companies around New Zealand embark on significant re‐investment programmes over the next 10 years.  TLC is investing in its staff training and development including the recruitment of four new line mechanic trainees each year to assist in mitigating the risk that this skills shortage presents. 

Live Line Work 

Live line work is under review across the industry which has seen the cessation of all live line work at TLC until we are convinced that it may continue to be carried out safely.  This means that there are more outages required to effect improvements to the network and places pressure on completion of planned work programmes while remaining within the regulatory outage limit requirements.  

Technological Changes 

Solar energy at a domestic level is becoming more economically viable with an increasing trend in installation numbers across the country.  Alternative business models are being developed whereby customers pay no money up front but receive discounted electricity from the installation of solar panels on their property.  Over time this approach may see the aggregation of individual solar installations into virtual power plants.  The uptake of solar in The Lines Company network is still relatively low and is not expected to increase materially in the short‐term, however consideration is being given as to how to manage the network in an environment where there is bi‐directional power flow. 

Battery storage technology is also emerging as a significant network consideration.  It is currently being driven predominantly by the electric vehicle market, with the economics of domestic, distribution or grid battery systems still being generally unfavourable on a large scale when compared to traditional means of electricity distribution.  It is expected that as further investment in battery technology and manufacturing takes place, the cost of battery systems will decrease and there will be an increase in the number of combined solar/battery based systems at a domestic level.  There are however, a number of opportunities within the TLC network where moderate sized battery installations may provide a viable commercial and technical solution due to the remote nature of the customer installation and length of the associated connection to the network. 

Where batteries by themselves are not viable, other technology options that integrate solar panels, batteries and diesel generation have been developed commercially. As stand‐alone systems these often provide a more reliable and cost effective electricity supply to customers than the cost of replacement of a traditional distribution line. 

 

 Background | 32

Electric vehicles are increasing in numbers in New Zealand, driven by the emerging availability of suitably priced second hand options and a push by the government to increase the number of EVs on the road.  EVs provide an opportunity for TLC to support New Zealand’s transition to a more environmentally‐friendly transport fleet.  The charging requirements of EVs could see an increase in peak capacity requirements for the network if not carefully managed. 

The Internet of Things continues to evolve and influence the electricity industry as a whole.  As a result, customers are becoming more engaged in their energy consumption through the increased visibility that is provided through connected sensors, presented in a user‐friendly format on devices such as smart phones.  There are a number of businesses from the very large (e.g. Apple, Amazon) through to small start‐ups that are beginning to offer energy‐based products and services to customers.  This will drive change into the traditional electricity generation, distribution and retail model. 

Energy Consumption Trends 

Worldwide there is a trend toward more efficient use of electricity.  In New Zealand this is being driven by: 

•  Improvements in building standards seeing better insulation of newly‐constructed buildings. 

•  Widespread uptake of heat pumps as an efficient means of home heating. 

•  The evolution of LED lighting replacing traditional incandescent lamps. 

•  The replacement of old appliances with modern energy efficient designs. 

These changes have the effect of reducing consumption (kWh), however capacity requirements are increasing as more electrical equipment is used during peak times. 

Essential Services 

TLC is a lifeline utility as defined in the Civil Defence Emergency Management Act 2002 and our network supplies electricity to a number of other lifeline utilities and essential services as detailed below: 

•  District/Regional Councils – Water, waste water and roading infrastructure, emergency management. 

•  New Zealand Transport Agency – Roading infrastructure. 

•  Waikato District Health Board – Hospital services at Te Kuiti and Taumarunui. 

•  Emergency Services – Police, Fire and Ambulance. 

•  Telecommunications companies – Landline, mobile and Internet. 

•  Kiwirail – Rail infrastructure. 

Specific network needs and operational interactions are determined on a case by case basis with these entities.   

2.3.5 Our Stakeholders 

In considering the operation of our business we take into account the wide and varied interests of the many stakeholders who have an interest in ensuring that our network continues to provide a safe, reliable and cost effective electricity supply to our customers and community. 

Two engagement models are used to understand stakeholder requirements: 

Representative:  This model is used where the quantity of stakeholders is too large to consult with on an individual basis (e.g. customers and wider community).  This engagement sees a mix of interaction with representative groups (e.g. community led organisations, Federated Farmers etc.), through to public meetings and regional customer clinics held on a regular basis. 

Direct:  Where the stakeholder group is smaller a direct engagement approach is used to understand specific requirements.  This allows a more detailed level of interaction with individual stakeholders and allows us to optimise our approach to gain maximum benefit for all parties. 

Our key stakeholders and their principal interests are summarized below: 

 

 Background | 33

Table 2.3.5: Key Stakeholder Requirements 

Key stakeholders  Main Interests   Engagement 

Our Customers   Service quality and reliability; price; safety; connection agreements  

Representative, direct where required 

Communities, Iwi, Landowners  

Public safety; environment; land access and respect for traditional lands  

Representative, direct where required 

Regional and District Councils 

Public safety; environmental management; land access; supply to essential services; emergency management 

Direct 

Employees and Contractors  

Safe, productive work environment; remuneration; training and development; asset management documentation  

Direct, representative where required 

Waitomo Energy Services  Customer Trust 

Efficient management; financial performance; governance; risk management 

Direct (via Board of Directors) 

Board of Directors  Efficient management; financial performance; governance; risk management 

Direct 

Commerce Commission  

Pricing levels; effective governance; quality standards, reviews and audits leading to continual improvement 

Direct 

Electricity Retailers  Business processes; access to the network; use of systems agreements; customer service  

Direct 

Regulators   Workplace safety, (Worksafe); electrical compliance (Worksafe, Energy Safety); market operation and access (Electricity Authority); environmental performance (Regional Councils)  

Direct 

Distributed Generators 

Access to the network; connection agreements, price, operations management 

Direct 

Transpower   Load forecasting; GXP planning, technical performance; technical compliance  

Direct 

Managing Stakeholder Conflicts of Interest 

Where material conflicts of interest emerge between different stakeholders, these are reported and discussed by the senior leadership team to form a resolution, followed by further engagement with the affected parties or their representatives.  Cases with high materiality (which may be both objective and subjective) are reported to and discussed with TLC’s Board of Directors. 

Decision outcomes are typically determined by safety, fairness and equity considerations as primary drivers. 

2.3.6 Our Network Boundaries 

TLC’s network crosses the boundaries of seven district councils and three regional councils.  In some cases we provide electricity distribution and other services to these councils as customers.  A high degree of co‐ordination and interaction is required between TLC and councils to ensure that the services we collectively provide are safe, reliable and cost effective. 

   

 

 Background | 34

Table 2.3.6: List of Regional and Local Councils 

Regional Council  District Council 

Waikato Regional Council  Otorohanga District Council 

Waitomo District Council 

Taupo District Council 

Waipa District Council 

South Waikato District Council 

Manawatu‐Wanganui Regional Council  Ruapehu District Council 

Taranaki Regional Council  New Plymouth District Council  

The TLC network boundaries are defined as: 

•  Supply from Transpower: 

Supply from Transpower is at the connection to Transpower grid exit points, as defined in Transpower connection agreements. 

•  Supply from Large Generation Plants: 

At Whakamaru, Atiamuri and Mokai, the demarcation point that defined in connection agreements. 

•  Supply from Distributed Generators: 

The asset boundary for distributed generators is the ‘Point of Connection’ as detailed in TLC’s Terms and Conditions of Supply.   

•  Supply to the Customer:  

Supply to the customer is at the customer’s ‘Point of Connection’ as defined in TLC’s Standard Terms of Service.  

Company policy is to regard any line that supplies a property owned by a single entity as private regardless of voltage. The private lines start at the Point of Connection to the network and then travel to individual properties. The ‘Point of Connection’ may or may not be the ‘Point of Supply’. The ‘Point of Supply’ is defined in legislation and, in most cases, is the point where a line crosses the boundary to a property. If these lines were included in the assets owned by TLC, the likely line length increase would be a further 17% or approximately 730km.  

These private lines can be non‐compliant with present day codes and from time to time can cause faults that affect other customers. TLC carries out inspections on private lines free of charge and notifies customers when maintenance or issues of noncompliance are identified. 

 

 

 

 Network Assets | 35

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Network Assets

 

 Network Assets | 36

3. Network Assets Chapter Overview 

This chapter describes our network configuration and asset portfolio in detail.  

3.1 Asset Summary

To summarise our assets we have grouped our distribution system (including Non‐TLC supply points) into eight portfolios described in Table 3.1.  The key information for each portfolio is set out in the following sections. 

Table 3.1: TLC’s Asset Portfolio 

Portfolio   Asset Class  Unit  Quantity  

Points of Supply  Transpower grid exit points (GXP)  No.  5 

Direct Generator Connections  No.  3 

Embedded Generators >1 Megawatt (MW) 

TLC owned hydro generation plants (on and off 

network) 

No.  3 

King Country Energy Owned Generation Plants  No.  4 

Zone Substations and Subtransmission Switchgear 

Buildings  No.  39 

Power transformers  No.  33 

33 kV switchgear  No.  249 

Support Structures   Poles  No.  34,548 

Crossarms  No.  51,156 

Overhead Conductors  Sub‐transmission  km  502 

Distribution  km  3,085 

Low voltage   km  449 

Cables  Sub‐transmission  km  11 

Distribution  km  128 

Low voltage   km  179 

Low Voltage (LV) Pillar Boxes    No.  4095 

Distribution Transformers  Ground mounted  No.  503 

Pole mounted   No.  4,596 

Distribution Switches  Ground mounted switchgear  No.  438 

Pole mounted fuses  No.  6,912 

Pole mounted switches  No.  568 

Circuit breakers, reclosers and sectionalisers  No.  275 

Secondary Systems  SCADA and communication   No.  834 

Protection relays  No.  269 

Load control systems  No.  10 

Metering (on network)  No.  24,058 

3.2 Points of Supply

3.2.1 Overview 

The TLC network is supplied from eight locations which include five from Transpower’s Grid Exit Points (GXPs), two directly from hydro generators and one geothermal plant. Figure 3.2.1 shows a high‐level depiction of the Points of Supply to the TLC Network. 

 

 Network Assets | 37

Figure 3.2.1: Location of Major Points of Supply 

 

Table 3.2.1 outlines the characteristics of each point of supply to the network and the key loads supplied from each. 

Table 3.2.1: Characteristics of Supply Points  

Supply Points  Description  Key Load Types Served 

Hangatiki GXP  Dual transformer supply restricted by load exceeding the capacity of one transformer  

Industrial loads  o Iron sand extraction o Timber processing o Limestone processing o Meat processing 

Distributed generation (10.1MW) 

Rural loads (dry stock and dairy)  Te Kuiti and Otorohanga towns  

Ongarue GXP  Single transformer supply with backup via a 33kV line from Tokaanu 

Rural loads  Taumarunui town 

Distributed generation (7.5MW) Tokaanu GXP  Dual transformer supply with load below  the capacity 

of one transformer   Holiday accommodation 

Department of Corrections 

Turangi town National Park GXP 

Single transformer supply with backup via a 33kV line from Tokaanu 

Whakapapa ski‐field 

Holiday accommodation 

National Park township Ohakune GXP  Single transformer supply with limited backup from 

Tangiwai GXP  Turoa ski‐field  Holiday accommodation 

Ohakune town Whakamaru   Single transformer supply directly from the large 

hydro generators on the Waikato River with limited backup from Atiamuri 

Dairy farming 

Holiday accommodation 

Mokai Energy Park  

Single supply from Tuaropaki Mokai Geothermal Power station with limited backup 

Milk processing facilities  

Horticulture (glasshouses) 

 

   

Hangatiki

Ongarue

National Park

Whakamaru

Tokaanu

Ohakune

Atiamuri

Mokai

Tangiwai

220 kV Transmission Line 110 kV Transmission Line Transpower supply point to TLC

Supply point to TLC

Major generation plant 

 

 Network Assets | 38

3.2.2 Summary of Points of Supply 

The following table provides a summary of our supply points (Table 3.2.2), and outlines the level of security we have at each point and impact that a loss of supply would cause. 

Table 3.2.2: Supply Point Summary 

Supply Points 

Asset Owner 

Cust. Serviced 

Operating Security Level 

Peak Load (MVA) 

Installed Capacity (MVA) 

Trans‐former Security 

11kV or 33kV Backup 

Hangatiki1  Transpower  9166  N1  33.9  40  N‐1  Light (2.0MVA) 

Tokaanu  Transpower  4871  N‐1  9.3  40  N‐1  Yes 

Ongarue  Transpower  4818  N‐1 Switched 

10.0  20  N  Yes 

Atiamuri2  TLC  2589  N‐12 Switched 

10.9  10  N  Yes 

Whakamaru  Tuaropaki  10.1  23  N  Yes 

Ohakune3  Transpower  2045  N3  7.5  20  N  Light (2.0MVA) 

National Park 

Transpower  866  N‐1 Switched 

6.7  20  N  Yes 

Mokai  TLC  12  N  4.0  7.5  N  Light (1.0MVA) 

Notes:   1.  Hangatiki currently operates over the N‐1 transformer capacity of 20MVA for over 55% of the year. 2.  Atiamuri is a backup supply for Whakamaru 3.  Ohakune currently operates over the backup capacity of 2MVA for 40% of the year. 

3.3 Embedded Generators

3.3.1 Overview 

TLC has six embedded hydro generating stations >1MW connected to its network.  TLC operates and maintains two   of these hydro generation sites.  These are either wholly‐owned or owned in partnership with landowners.  The other four stations are owned by King Country Energy. 

When available generation output is used to support the operation of the network. However as all of the generation has minimal storage the generation output is not essential to maintain supply to customers. 

Table 3.3.1: Distributed Generation Summary 

  Ongarue GXP1  Hangatiki GXP2 

Owner/Operator  Station/Machine  Rating (MW)  Station/Machine  Rating (MW) 

King Country Energy   Wairere 4 Wairere 5 Mokauiti 1 Mokauiti 2 

3.0 1.2 1.0 0.6 

Kuratau 1 Kuratau 2 Piriaka 1 Piriaka 2 Piriaka 3 

3.0 3.0 1.0 0.3 0.3 

The Lines Company      Mangapehi 1 Mangapehi 2 Speedys Road3 

1.5 1.5 2.2 

Notes:   1.  Ongarue generation can be switched to support National Park or Tokaanu GXPs as required. 2.  With the exception of Speedys Road, Hangatiki generation can be switched to support Whakamaru POS on a limited basis. 3.  Speedys Road is 75% owned by TLC with the remaining 25% owned by the landowner where the station is located. 

 

 Network Assets | 39

3.3.2 TLC Off Network Generation 

TLC owns and operates one off network hydro generation station that is embedded in Eastland Energy’s network. 

Table 3.3.2: Off Network Distributed Generation Summary 

Network Operator  Station/Machine  Rating (MW) 

Eastland Energy  Matawai 1 Matawai 1 

1.0 1.0 

3.4 Zone Substations

3.4.1 Overview 

TLC maintains and operates 27 zone substations that transform electricity from our 33kV sub‐transmission network to supply our 11kV distribution network.   Figure 3.4.1 shows TLC’s 33kV sub‐transmission network and the location of its zone substations. 

Our 33kV sub‐transmission network is one of the longest in New Zealand at 503 km and as such its exposure to faults caused by weather and vegetation‐related incidents is high.  Sub‐transmission line backups between points of supply are long and amongst the oldest parts of the network. Reliability‐centered maintenance of the sub‐transmission network is an essential part of our asset management approach, coupled with targeted reinvestment to minimise interruptions to customers’ supply.  

Figure 3.4.1: TLCS’s Sub‐transmission (33kV) Network and Zone Substations  

    

Hangatiki Sub & GXP

Ohakune Sub & GXP

Te Waireka

Te Anga

Taharoa

Wairere Falls

Maraetai

Whakamaru POS

Kaahu Tee

Marotiri Mokai POS

Ongarue Sub & GXP

Nihoniho

Borough

Manunui

OtukouTokaanu Sub & GXP

National ParkSub & GXP

Kiko Rd

Awamate

Waiotaka

Tawhai

Arohena

Kuratau

Oparure

Waitete

Gadsby Rd

Taharoa Village

Atiamuri POS

Tuhua

Maehoenui

Turangi

33 kV Sub-transmission line TLC Zone substation Transpower supply point to TLC Supply point to TLC Major generation plant 

 

 Network Assets | 40

Table 3.4.1 shows a summary of the zone substations and their security levels.   

TLC has a number of zone substations with single transformers and with light load backup from other substations via the 11kV distribution network. This places higher requirements for sub‐transmission and zone substation maintenance and operational response to minimise interruptions to customers’ supply.   

Table 3.4.1: Zone Substations Summary 

Zone  Substation 

Custo

mers 

Service

d 

Operating  Security  Level 

Peak Lo

ad 

(MVA) 

Installe

d 

Cap

acity (M

VA) 

Security  Substation Building 

Strength (% of new building standard)2 

Tfmr  33kV Line 

Bus  11kV Backup1 

Te Waireka  3048  N‐1 Constrained  12.3  20  N‐13  N‐1  N‐1  Light  20% 

Borough  2888  N‐1 Constrained  8.5  10  N‐14  N‐1  N‐1  Light  40% 

Turangi  2002  N  4.9  5  N‐1  N  N‐1  Med  Unassessed2 

Waitete  1900  N‐1  8.9  15  N‐1  N‐1  N‐15  Med  25% 

Kuratau  1635  N6  2.7  6  N  N‐1  N  No  Unassessed 

Wairere Falls  1371  N  3.0  5  N‐1  N  N  Med  100% 

Gadsby Road  1364  N‐1 Switched  5.4  5  N  N‐1  N  Yes  50% 

Maraetai  1262  N  5.2  10  N  N  N  Light  Unassessed  

Manunui  1143  N  3.1  5  N  N‐1  N  Light  Unassessed 

Kiko Road  838  N‐1 Switched  1.5  3  N  N  N  Yes  Unassessed 

National Park  647  N‐1 Switched  1.6  3  N  N‐1  N  Yes  Unassessed 

Mahoenui  628  N  0.9  3  N  N  N  Med  Unassessed 

Arohena  554  N  2.9  3  N  N  N  Med  Unassessed 

Marotiri  523  N‐1 Switched  2.0  3  N  N  N  Yes  Unassessed 

Hangatiki  397  N  4.5  5  N  N‐1  N  Light  20% 

Nihoniho  395  N‐1 Switched  0.5  1.5  N  N  N  Yes  Unassessed 

Tuhua  395  N‐1 Switched  0.6  1.5  N  N  N  Yes  Unassessed 

Awamate  308  N‐1 Switched  0.8  2  N  N  N  Yes  Unassessed 

Te Anga  302  N‐1 Switched  2.1  2  N  N  N  Yes  Unassessed 

Kaahu Tee  249  N  2.2  2  N  N‐1  N  Med  Unassessed 

Tawhai  135  N  4.9  5  N  N‐1  N  Light  Unassessed 

Taharoa Village  117  N‐1 Switched  0.3  2  N  N‐1  N  Yes  Unassessed 

Tokaanu  82  N  0.2  1.25  N  N‐1  N  No  Unassessed 

Otukou  70  N  0.2  0.5  N  N‐1  N  No  Unassessed 

Waiotaka  6  N‐1 Switched  0.5  2  N  N  N  Yes  Unassessed 

Oparure  3  N  1.7  3  N  N  N  Light  Unassessed 

Taharoa  1  N‐1  15.2  15  N‐1  N‐1  N  No  Unassessed7 

Notes: 1.  11kV backup: Light backup is < 20% of peak load and medium backup is < 50% of peak load.  2.  All buildings containing switchgear have been assessed for earthquake resilience as a priority.  All other substation buildings will be assessed 

in the coming year.  Buildings under 67% of the National Building Standards (NBS) are considered an earthquake risk. Buildings below 34% are earthquake prone and have a high risk of failure. 

3.  During the dairy season the Te Waireka load is above the N‐1 capacity predominantly on weekdays during milking times (7:00‐9:00am and 3:30‐5:00pm). 

4.  The load at Borough zone substation is above the N‐1 capacity for periods during the winter months. 5.  Only the secondary bus at Waitete is fully backed up. The primary bus cannot be fully backed up by the secondary bus. 6.  Kuratau is currently N security due to the failure of one transformer. 7.  The substation building at Taharoa is owned and maintained by Taharoa Ironsands Ltd.  

 

 Network Assets | 41

3.5 Zone Substation Power Transformers

3.5.1 Summary of Power Transformers 

Power  transformers  are primary plant used  to  feed power  to or  from our distribution network. The  following  table provides a general overview of our power transformers. The three categories are based on manufacturer as each has a different risk profile. The manufacturing defects that prompt this split are detailed further below.  

Table 3.5.1: Power transformer overview 

Description  Alstom  ETEL  Other 

Quantity  6  6  25 

Average Age (Years)  17  7  45 

Expected Life (Years)  50  30  70 

3.6 Sub-transmission 33kV Switchgear

3.6.1 Summary of Sub‐transmission Switchgear 

TLC has 249 sub‐transmission switches.  Some of the assets are located in zone substations and others are in the field on sub‐transmission lines. The switch ages and condition vary and they are renewed when no longer serviceable. 

Table 3.6.1 Sub‐transmission Switchgear Assets and Location 

Description  Field  Zone Subs  Total 

Air Break Switches   68  60  128 

Circuit Breakers   5  49  54 

Fused Links   6  4  10 

Load Break Switches    1  1 

Reclosers   7  3  10 

Solid Links   30  12  42 

Transformer Fuses    3  3 

Total  116  133  249 

3.7 Support Structures: Poles

3.7.1 Summary of Poles 

TLC has 34,548 poles supporting its overhead line network.  These are a mix of concrete, hardwood, softwood and iron rail.  Most of the pole assets are pre‐stressed concrete. 

Table 3.7.1 Pole Population by Network Configuration and Pole Type 

Network    Population  Pole Material  Description  

Sub‐transmission Line (33 kV)  

3,690  Pre‐stressed concrete  Mass reinforced concrete 

Hardwood  Softwood 

Most of the poles supporting 33kV conductor are pre‐stressed concrete. The population only includes the poles that support 33kV overhead conductor, with no additional under built lower voltage conductors.  

Distribution Line (11 kV) 

25,735  Pre‐stressed concrete  Mass reinforced concrete  

Over 60% of poles supporting 11kV conductors are concrete, and the majority of them are pre‐

 

 Network Assets | 42

Network    Population  Pole Material  Description  

Hardwood  Softwood  Iron Rail 

stressed.  Poles that have 33 kV conductor above the 11kV conductor and/or low voltage conductor under built are included in this group.   

Low Voltage Line  5123  Hardwood  Softwood  Iron Rail 

Most of our poles supporting low voltage overhead conductor are wooden poles.   

Total  34,548     

3.8 Support Structures: Crossarms

3.8.1 Summary of Crossarms 

TLC has 51,156 crossarms in service, most of which are wooden.  

Table 3.8.1 Crossarm by Network Configuration and Material 

Network    Population  Description  

Subtransmission Line (33 kV)  

3,780   

Distribution Line (11 kV)  33,352  About 99% are wooden. 

Low Voltage Line  14,024   

Total  51,156   

The crossarm summary above includes bolted (no crossarm), steel crossarms and wooden crossarms.   

3.9 Overhead Line Conductor

3.9.1 Summary of Overhead Conductors 

TLC has 4036 km of overhead line conductor, with the majority being 3‐phase 11kV.  However TLC has a substantial amount of 33kV (502 km) and 11kV Single wire Earth Return (SWER – 868 km) conductor, which are both proportionally higher than most NZ networks.  

Table 3.9.1 Conductor Population 

Overhead Conductors  Line Length (km)  Description   

Sub‐transmission – 33 kV  502   

Distribution – 11 kV 3 phase  2,217   

Distribution – 11 kV SWER  868  Single Wire Earth Return systems (SWER) are single conductor lines.  Two feeders (Tokaanu River and Pihanga) operate at 6.6kV to earth, all others operate at 11kV to earth. 

LV   449   

Total  4,036   

 

 Network Assets | 43

3.10 Cables

3.10.1 Summary of Cables 

Underground cables form a critical part of our network, they are used largely to mitigate a cascade pole failure scenario around zone substations, and to reticulate the ski‐field areas.   

Table 3.10.1 Underground Cable Network Summary 

Network    Length (km)  Cable Type  Description  

Sub‐transmission  (33 kV)  

11  Largely modern cross linked polythene. 

4.4km of 33kV cable was installed at the Taharoa mine in 2017. 

Distribution  

(11 kV) 

128  Mostly older generation XLPE cable in average condition. 

Steel wire armoured cables used in the two ski‐fields. 

50% of cabling is on the two ski fields on Mt Ruapehu. 

The highest criticality cable on the network is the main supply cable from Transpower at Ohakune. This cable circuit is approaching its capacity limit. 

Low Voltage   179  Includes solid core, double pass, PVC insulated single core and stranded aluminium cables. 

Often no marking or mechanical protection. 

3.11 Distribution Transformers

3.11.1 Summary of Distribution Transformers 

TLC has 5099 distribution transformers in service, with the majority being pole mounted. 

Table 3.11.1 Distribution Transformer Summary 

  Transformer Size (kVA)  Total 

  <=15   30  50  100  200  300  500  >500 

Pole Mount                   

Single Phase  2527  366  33  2  1        2930 

Two Phase  154  32  9            195 

Three Phase  401  576  273  194  23  4    1  1471 

Ground Mount                   

Single Phase  8  6  3  1          21 

Three Phase  6  15  22  57  191  125  34  35  482 

Total  3096  995  340  254  215  129  34  36  5099 

3.12 Distribution Switches

3.12.1 Summary of Distribution Switches 

TLC has 8,193 distribution switches in service, with the majority being ground mounted. 

 

 Network Assets | 44

Table 3.12.1 11kV Distribution Switchgear and Control Assets 

  Switch Type  Pole Mt  Ground Mt  Total 

11kV Air Break Switches  554    554 

11kV Circuit Breakers  66  131  197 

11kV Fused Switches/Fused Links  907  74  981 

11kV Load Break Switches  14  161  175 

11kV Reclosers  133  1  134 

11kV RTE Integrated Transformer Switches    68  68 

11kV Sectionalisers  76    76 

11kV Solid Links  536    536 

11kV Transformer/Tap‐off Fuses  5,469  3  5,472 

Total  7,755  438  8,193 

3.13 Secondary Assets

Table 3.13 provides a summary of TLC’s secondary assets 

Table 3.13 Secondary Assets Summary 

Secondary Assets 

Regulators   TLC has 71 voltage regulators.  The majority of the sites have two relatively new single‐phase regulators operating in open delta to give +10% regulation.  

Protection Relays  Devices fitted with protection relays fall into a five yearly inspection programme. Older style electromechanical relays are being changed out to electronic relays where required with switchgear upgrades. Where possible Arc Flash detection is included. 

Ripple Injection Systems   TLC operates two generations of ripple systems. One in the southern part of the network (317Hz Decabit) and a combination of new (317Hz Decabit) and old (725Hz Semagyr) in the north.  

The 725 Hz system is being phased out as meters around the network are replaced with smart meters that have internal ripple control capabilities.  The 725 Hz ripple control transmitters are decommissioned as the meter installation programme is concluded in each 11kV zone in the northern network.  

SCADA System  TLC network uses a Lester Abbey central control system and RTUs to automate our 27 zone substations and other assets essential to maintaining network performance. 

Data Communication  The UHF data communication system consists of a head end and 12 repeater sites (excluding individual RTU radios) using both analog and digital technology operating on two channels.   

Voice Radio Equipment  A frequency modulated voice communication system consisting of six repeaters, linking equipment and radios in the mobile fleet is owned and operated by TLC. 

Mobile Emergency Generator and Injection Transformer 

TLC owns a mobile generator, protection transformer, and circuit breaker capable of injecting into the 11kV network under emergency or shutdown conditions 

 

 Network Assets | 45

Secondary Assets 

Mobile Capacitor Banks  TLC has an 11kV mobile capacitor bank and four fixed capacitor bank units that are rated at 1MVAr. 

Metering Assets  TLC, through a subsidiary company (FCL), owns the majority of customer meters and relays. It also owns interconnection metering assets at Whakamaru, Mokai and Tangiwai.  

 

3.13.1 Asset Data Accuracy 

Data accuracy varies across the asset base and is steadily being refined and improved as both inspections and work are completed on the network.  

It is estimated that accurate distribution and sub‐transmission line condition data is held for around 80% of the network, with this information having been gathered as part of the line inspection programme which has been running for the past 14 years.  The level of accuracy held on low voltage lines remains low as the focus remains on gathering information on and improving the performance of the distribution and sub‐transmission networks. 

Age‐related data is uncertain across a number of asset classes largely as a result of the various changes in ownership over time.    This  sees  a  number  of  assets  identified with  a  default  commissioning  date  of  1980.    As  condition  data  and subsequent risk assessments become more mature the age data will be of less relevance for managing the ongoing life cycle of the assets. 

 

 

 Approach to Asset Management | 46

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Approach to Asset

Management

 

 Approach to Asset Management | 47

4. Approach to Asset Management Chapter Overview 

This chapter explains our asset management policy and process. It sets out how we translate our business strategy and objectives into our day‐to‐day investment and operational decisions ensuring effective line of sight between business goals and asset management practice. 

TLC is transitioning its asset management approach to align with the ISO 55000 framework.  As part of this an assessment against the requirements of ISO 55001:2014 was conducted and alignment with a four pillar interpretation of that standard has been adopted as summarised below: 

• Leadership and Enablement of the asset management approach which is aligned with TLC’s business objectives and meets the requirements of both external and internal stakeholders. 

• Asset Planning ‐ a detailed end‐to‐end planning process across the asset portfolio which commences with risk profiling of the assets through options analysis in the Capital Plan.  

• Business Processes – well‐defined quality processes for the delivery of CAPEX and OPEX work to the assets along with other tasks such as switching, investigations, materials supply and so forth. The intent is to reduce the cost of work through quality management, assure consistency of approach and promote the competency of all teams involved with service delivery. 

• Continual Improvement – consistently improving asset management processes as well as determining future options for network resilience and reliability. 

4.1 Asset Management System

The TLC Asset Management System is shown overleaf as a structured framework with multiple functions which work with each other to deliver the asset management pillars listed above.  Implicit to this framework is a quality management approach based on ISO 55001, leading to continual improvement to reduce the overall cost of asset ownership, as well as manage risk within defined risk appetites.  Figure 4.1 shows our current asset management process.  This will further evolve over time as TLC continues to develop its people, processes and systems to strengthen its alignment with the ISO 55000 methodologies. 

   

 

 Approach to Asset Management | 48

Figure 4.1: Our Asset Management System 

 

 

 

 Approach to Asset Management | 49

4.2 Asset Management Policy

Our Asset Management Policy sets out high level asset management principles that link our Company Strategic Framework to our Asset Management Objectives. 

The Lines Company Asset Management Policy 

Leadership and Enablement  

1. Safety  is our highest priority with  a proactive  approach  to  the  safety of  all personnel who work on our 

network, our communities who live, work and play near our network, and our customers who use electricity 

from our network. 

2. Asset management  is  how we  realise  sustainable  value  for  our  shareholder,  community  and  customers 

through balancing the opportunities, risks and costs against the desired performance of our physical assets. 

3. Asset management will  be  delivered  by  an  informed  leadership who  communicate  to  and  engage with 

external and  internal stakeholders to ensure an efficient approach which  is cognisant of both current and 

future requirements of those stakeholders and the company. 

Asset Planning 

4. We will provide services  that meet our customers’ needs  including minimising planned network outages, 

reducing unplanned outages and delivering electricity to our customers at an efficient price through planning 

and scheduling the work in advance. 

5. We focus on maintaining network reliability at the least possible life cycle cost, addressing an ageing asset 

base and low population densities. 

6. Asset  planning  will  consider  options  other  than  capital  replacement  to  address  issues  associated  with 

compliance, condition and performance. 

7. We will seek out and implement new and emerging technology where a demonstrable benefit in cost, risk or 

performance is determined. 

Business Processes 

8. Delivery of work on our network assets will be enhanced with commitments to quality, competency of teams 

and efficient processes. 

9. Service  level  performance  will  be  enhanced  through  effective  work  management  processes  and 

communication with customers and other stakeholders. 

10. Our asset management approach will be supported by an  integrated management system which supports 

other important functions across the company. 

11. We will enhance the quality of the information held on our assets through targeted inspection programmes 

and appropriate use of technology to assist in analysis.  

Continual Improvement

12. Network services will be monitored continually and this information used to determine future asset renewal 

work. 

13. We will continually enhance our community reputation through ongoing  improvements  in services and  in 

cost versus risk management of the network. 

14. We will  collaborate with  our  industry  peers  and  partners  drawing  on  their  experience  and  expertise  to 

improve the performance of our network. 

 

 Approach to Asset Management | 50

4.3 Asset Management Objectives

Table 4.3: Asset Management Objectives 

Asset Management Policy Area  Asset Management Objectives FY19‐FY21 

Leadership and Enablement 

Safety is our top priority 

Asset  management  is  how  we realise sustainable value from the physical assets  

Asset  management  will  be delivered  by  an  informed leadership 

1. Safety specifications are clear 

2. Operational targets are defined 

3. Cost control processes are defined 

4. Appropriate work practices and design standards are provided to assure power quality and minimise security risk 

5. Capital planning processes are defined 

6. Asset requirements to achieve our license to operate are clear and incorporated into project, operating and maintenance processes 

7. Asset management‐relevant community, environmental and sustainability safeguards and obligations are clear 

Asset Planning 

Our customers’ experience will be enhanced  

We are focused on maintaining network reliability at the least possible life cycle cost 

Asset planning will consider options other than capital replacement  

We will implement new and emerging technology where these provide advantages 

8. Safety integrated into design, asset specifications and work planning 

9. Credible long term budgets are developed based on information about the operations and the assets 

10. Asset planning is optimised for life cycle cost and operational performance 

11. Optimal supply and risk to power quality and security is a planning consideration 

12. Capital work planning considers business case targets and is optimised for life cycle cost and resources 

13. Asset planning outcomes are consistent with the requirements of the ’license to operate’ 

14. Asset work planning considers environmental standards and obligations 

Business Process 

We  will  deliver  quality  work through  competent  teams  and efficient processes. 

Service  level performance will be met or exceeded 

Our  asset management  approach will be supported by an integrated management system  

15. Capital investment is consistent with the approved long‐term budgets 

16. Work is timely and within budget 

17. Faults and risk to network reliability are managed to reduce unplanned interruptions 

18. Capital work is undertaken as per plan with effective management of contingencies to address risk to cost, quality and the design outcome 

19. Work is planned for effective use of resources 

20. Asset‐specific sustainability safeguards and community engagement steps are incorporated into the work delivered 

Continual Improvement 

Network  reliability  and  quality  of supply  will  be  continually monitored 

21. Safety performance is measured 

22. Operational performance including customer satisfaction and on‐time fault response is measured and reported 

 

 Approach to Asset Management | 51

Asset Management Policy Area  Asset Management Objectives FY19‐FY21 

We  will  continually  enhance  our community reputation  

We will  collaborate with  industry peers and partners 

23. Expenditure is monitored and budget compliance reported 

24. Faults measured and asset‐related incidents correlated with asset condition and work history 

25. Capital projects are assessed for compliance to the business case targets, cost control and performance 

26. Compliance of work and asset performance to the license to operate is measured and reported 

27. Breaches of asset‐induced environmental protection and non‐compliances in environment and sustainability audits are reported along with their level of severity 

4.4 Asset Management Accountabilities

Asset management is a multi‐level process involving governance, management and execution for many areas of the business.  Table 4.4 shows the accountabilities across the TLC business as they relate to the asset management process. 

Table 4.4: Asset Management Accountabilities 

Role  Accountability 

Board  Set strategic direction of business 

Approve and monitor risk appetite and associated risk management framework 

Review and approve Asset Management Plan (AMP) and associated budgets Chief Executive  Develop and implement Business Plan 

Enable delivery of AMP outputs GM Network Development 

Develop and implement Asset Management Framework 

Produce annual AMP 

Manage and monitor delivery of AMP outputs. Asset Strategy Manager 

 

Assess feedback on asset health and performance which need to be addressed in the AMP and/or require updates of the asset class strategies 

Review and rationalise risk ranking of issues and proposed work in the AMP 

Determine requirements for capitalised maintenance and major asset renewals 

Schedule a pipeline of project work to be prioritised, planned and scheduled  

Develop budget estimate for the short‐term work from the AMP 

Refine scopes of work and cost estimates 

Annual scheduling of major work Asset Engineers  Define criteria for monitoring of asset health, risk and performance 

Specify equipment and installation standards for assets 

Develop the preventive maintenance schedule of asset surveillance. Determine feedback requirements and trigger points on asset condition 

Monitor equipment condition following maintenance inspections and advise when remedial action or renewals should take place 

Network Performance Engineer 

Address load constraints and risks to voltage compliance across the network 

Develop strategies to reduce unplanned SAIDI 

Planning for network growth 

Scenario analysis to consider impact of disruptive technology on the network Commercial Manager  Profile and budget for expected customer driven growth  

Engage with major customers on scheduled future work Asset Information Manager 

Manage of the AMP information systems  

Report on risk and cost profiles within the AMP 

Report the preventive maintenance schedule in the asset information system 

 

 Approach to Asset Management | 52

Role  Accountability 

Manage asset condition data Manager, Network Services 

 

Detailed plans of work packages from the AMP 

Deliver project work  

Deliver the preventive maintenance schedule 

Collect condition data and feedback on faults response plus other repairs 

4.4.1 AMP Governance 

Asset Management decisions are authorised according to The Lines Company’s delegated Financial Authority Policy, which defines the capital and operational expenditure limits of the Senior Leadership Team.  Separate limits are defined for budgeted and unbudgeted expenditure.  Any expenditure that exceeds these limits in sum is submitted to the Board of Directors with a business case for separate consideration and approval.  

The asset management capital and maintenance programmes are reported to the Board of Directors by the Senior Leadership Team each month, with explanatory notes on deviations from plan. 

4.5 Risk Management

Risk management is a fundamental asset management discipline. It requires robust processes in place to assess and manage all business‐related risk.  We are transitioning our risk management processes to align with ISO 31000:2009 commencing with Tier 1 as detailed below. 

Risk is defined as the effect of uncertainty on the ability of an organization to meet its objectives.  The purpose of a risk management framework is to actively apply risk treatment options so that the TLC can ensure any uncertainties of meeting its objectives can be avoided, reduced, removed, or managed. 

4.5.1 Tier 1 Risk Management Framework 

Tier 1 risks are those risks that are visible to the Board with accountability for managing them assigned to a Senior Leadership Team member.  The Board is involved in setting the company risk appetite for each type of risk identified. 

Risk identification and evaluation encompasses assessment of the following areas: 

• People safety and resource availability. 

• Stakeholder confidence/reputation; environmental and cultural (Ngā taonga tuku iho nō ngā tūpuna) preservation. 

• Commercial/financial sustainability. 

• Performance of core services. 

• Regulatory. 

Following identification of the risks, strategies and processes to manage risks in line with the business’ risk appetite are implemented. These efforts are supported by a comprehensive risk monitoring and reporting regime with visibility provided to the Board Audit and Risk Committee on a bi‐annual basis and any changes to tier 1 risks reported to the Board as part of regular Management reporting. 

4.5.2 Tier 2 and 3 Risks 

Tier 2 and 3 risks are currently managed within individual business units in a manner that best reflects the needs of the business unit.  Over the coming year, tier 2 and 3 risks will be aligned with the tier 1 risk framework across the company.  This will enable a consistent approach to managing risks and the ability to identify common and cascading risks to ensure that they are managed appropriately. 

Detailed asset‐related risk is currently considered at both tier 2 and 3 levels and is used as a means to prioritise activity developed as part of the asset management process.  The assessment methodology is further detailed in Section 4.6.5. 

 

 Approach to Asset Management | 53

4.6 Life Cycle Management

Management of our assets is based on taking a whole of life approach to asset management. Our interpretation of the life cycle is shown in Figure 4.6:   

Figure 4.6: Asset Life Cycle Process 

 

A detailed description of TLC’s asset life cycle management is provided in the following sections. 

4.6.1 Plan  

Planning is the process of identifying specific network requirements that will deliver stakeholder expectations for service and price, investigating options and authorising expenditure. 

Our capital project planning and acquisition process consists of the following steps: 

Needs Identification  

There are three broad categories to our planning: asset renewals, network development (to address growth and security requirements) and customer required work.   

Asset Renewals 

Needs identification for asset renewal planning uses the information gathered from condition, reliability and risk assessments.  This sees assets that have been identified as approaching end of life, or having a high safety risk, scheduled for renewal.  An assessment is made as to the scope of the renewal which may comprise refurbishment, overhaul or outright replacement. 

Network Development 

Monitoring and modelling of network performance and customer load use patterns drives investment planning for network development purposes.  This assessment takes a medium to long‐term view of network requirements to ensure that performance remains within statutory limits and that incremental growth due to changes in population and network configuration are able to be accommodated with minimal impact.  Asset relocation for improving security or quality of supply is also included in this category.  

Customer Required 

Customer required work is usually initiated by a major customer due to establishment of a new plant or a change in the electricity requirements of an existing plant. Agreement is reached with the customer as to how to fund this development, which may see a full or partial capital contribution from the customer and any additional funding requirements being met through ongoing connection charges. 

   

 

 Approach to Asset Management | 54

Prioritisation 

Prioritisation of asset renewal and network development projects is carried out based on risk assessment outlined in in Section 4.6.5, which includes asset related risks and business related risks.  This process analyses consequences including safety, loss of load or loss of security and a likelihood of occurrence.  It also considers alignment with TLC’s corporate and asset management objectives.   Prioritisation of customer required projects is based largely on the timing requirements of the customer.  Once the assessment process is complete a ranked list of capital projects is produced. 

Development of Proposals  

Proposals for identified capital projects are developed to ensure all requirements are identified and incorporated into the planning process and that financial approval is gained in line with company delegated authorities. 

The development process includes the following: 

•  Scope technical and performance requirements. 

•  Identify any project pre‐requisites (e.g. land access, consenting, design and procurement lead times). 

•  Consider alignment with other projects to minimise cost out outage impacts. 

•  Consideration of the use of standardised designs or asset types to minimise lifecycle costs.  

•  Consideration of alternative options, including non‐network options, if these present lower cost outcomes. 

•  Schedule projects across the planning period (10 years). 

•  Where projects are identified for years 1‐3 more detailed planning (Design & Construct) commences. 

Financial and Outage Budgeting 

Financial budget is based on a combination of historical project information and estimation of costs through TLC’s Network Services business unit.  Following the development of proposals cost estimates for projects are co‐optimised with outage availability.  This is to ensure that an optimal point is met between the cost of delivering the project and the outage impact that it will have when the work is carried out. 

This includes: 

•  Phasing planned outages to ensure they are executed at the optimal time of year (consideration is given to weather patterns, land access, dairy season and historical outages). 

•  Use of generators to reduce customer outages (cost versus outage co‐optimisation). 

•  Additional resourcing to reduce the time associated with a project outage. 

Formation of Annual Capital Plans 

The outputs from the preceding stages that result in projects in year 1 are consolidated and assessed at a Management and Board level to ensure that all identified risks have been managed within the company’s risk appetite. Once complete the capital spend is confirmed. 

Detailed planning for execution of project work then commences.  

4.6.2 Design and Construct 

Design and construct is the implementation of the planning process through works delivery.  

Design 

In‐house design capability is maintained for line‐related works.  New lines are designed to AS/NZS7000.  Minor design changes to other asset classes are carried out by internal engineering staff where resource and skillset allows.  Major projects on asset classes other than lines and pole mounted equipment are completed by external parties.  The impact of any changes to design or introduction of new equipment are assessed by engineering staff 

 

 Approach to Asset Management | 55

as part of the design review process.  Soil condition and climate impact on assets are assessed in the design phase.   

Construct 

Line‐related construction activity is carried out by the Network Services business unit with support from key contractors where needed to manage resource or outage constraints.  Network Services also carries out minor project works where their skillset and resource allows. 

Major projects (e.g. construction or renewal of zone substations) are outsourced either as a design and build package or design is completed by specialists with construction contracted out separately. 

Project‐related work is usually managed using the internal project management team to ensure that TLC stakeholder and technical and commercial requirements for work completed are met. 

4.6.3 Operate and Maintain 

Operate and maintain means that TLC operates the network and assets in such a way as to deliver the service levels sought by customers and effectively maintain the equipment and network through defect identification and planned maintenance activities. Network operations and our approach to maintenance are detailed in Section 6 and summarised below: 

Preventive Maintenance 

  Preventive maintenance is predominantly time or operating cycle‐based maintenance. It involves the collection of operational and asset condition information through site inspection, asset routine service and asset condition tests.  TLC’s preventive maintenance strategy provides essential information about the health of the assets, reducing preventable defects and meet all statutory obligations. 

  Our preventive maintenance schedule ensures that routine work is scheduled as required to ensure TLC’s assets meet all performance requirements and remain compliant with regulations.  The schedule is defined by, and managed in accordance with, the strategy approved by the asset engineers and budgeted in the annual works plan.  

Reactive Maintenance 

  TLC’s reactive maintenance comprises fixing defects identified from preventative maintenance inspections and fault response.   Focused primarily on fault response, reactive maintenance makes up the largest proportion of our maintenance by spend.  The majority of the reactive maintenance spend is driven by external factors (generally weather, vegetation and third party‐related events) rather than a high rate of asset failure.  The balance between preventive and reactive maintenance is monitored on an ongoing basis to ensure the network performance is maintained to target levels in the most cost efficient manner. 

Maintenance Scheduling 

  Preventive maintenance activities are scheduled annually and are based on the current understanding of asset condition and performance requirements for the planning period.  These activities are incorporated into the annual works plan.  Planned maintenance activities are scheduled such that they do not create resource or outage constraints during peak work times, which often sees this work carried out during winter when land access for line renewal work is constrained. 

Financial and Resource Budgeting 

  An allowance for both cost and resource for corrective maintenance is made in the annual planning process.  This is based on historical requirements and as noted above is driven largely by weather, vegetation and third party events. 

4.6.4 Assess Asset Condition and Risk: Renew or Dispose 

Asset condition assessment is the process of identifying assets which meet the end of life criteria and to decide when to renew and/or dispose of assets.   

 

 Approach to Asset Management | 56

An essential part of managing the life cycle of our assets is understanding their condition, the impact that has on overall reliability of the network and the business risk that the combined condition and reliability presents.  The following sections outline our approach to this. 

Condition Assessment 

  The condition of assets is assessed through a combination of factors.  At time of commissioning an expected life is applied to an asset based on its design and performance of similar assets.  This provides a baseline view of expected life assuming the asset is operated within design parameters and required maintenance is completed.  Failure modes for the asset are identified and, where possible, indicators of these failure modes are monitored during preventive inspections or when routine or corrective maintenance is carried out.   

  The majority of TLC’s assets are assessed on a combination of age and observed condition basis with engineering judgement applied as to when best to renew them.   

Reliability Assessment 

  Overall reliability of the network is monitored using the SAIDI and SAIFI performance targets determined by the Commerce Commission.  Detailed analysis of historical faults has been completed in the development of this Asset Management Plan with steps in place to target underperforming asset classes and areas of the network.  Network reliability is monitored on a daily, weekly and monthly basis at various levels of the organisation to ensure targeted service levels are achieved. 

4.6.5 Asset Risk Assessments and AMP Prioritisation 

Risk assessments are completed on in‐service assets to understand the overall effect that a failure of that asset may have on the performance of the network.  These risk assessments are also used in the prioritisation of project work within the Asset Management Plan.   

The following methodology is used to assess asset related risk: 

Likelihood  Likelihood Score  Probability of 

Failure (per annum) 

Notes 

1  <1%  Type of problem has not occurred previously in the industry 

2  1‐2%  Type of problem has not occurred in TLC but has occurred in the industry 

3  2‐10%  Type of problem has occurred in TLC previously 

4  11‐20%  Has occurred at that location previously or a comparable location (similar environment, utilisation, make and model of equipment etc.) 

5  >20%  Almost assured to occur at that location 

Consequence  Consequence Score 

Consideration  Notes 

1  No features that make it more likely to attract funding than any other issue 

Unlikely to have any noticeable impact 

2  Some network performance consequence in one category (e.g. environmental risk) 

May affect the backbone of a distribution feeder or be a sub‐transmission asset which has some issues 

 

 Approach to Asset Management | 57

Consequence Score 

Consideration  Notes 

3  This issue has been assessed as significant in more than one consequence category (e.g. loss of supply to customers, financial, environment etc) 

Likely to have a significant impact on network performance as well as safety, compliance or environmental 

4  High level of network performance consequence 

May result in a widespread interruption to critical load or long duration of many hours to affected customers. 

5  A consequence of high in more than one category 

Urgent review is carried out to see whether this work should be expedited. 

Detectability  Detectability Score 

Consideration 

1  Will always detect the failure before it occurs 

2  High probability of detecting the failure before it occurs.  Preceded by a warning most of the time 

3  Moderate probability of failure before it occurs.  Around 50% likelihood of getting a warning 

4  Low probability of detecting a failure before it occurs.  Always occurs with little or no warning 

5  Remote probability of detecting a failure before it occurs.  Always occurs without warning 

Mitigation  Mitigation Score  Consideration 

100%  The proposed solution will completely resolve the issue and no further work will be needed within the foreseeable future 

80%  It is likely that further work will be needed in 5‐10 years 

40%  It is likely that further work will be needed in 2‐5 years 

20%  There is a high likelihood that further work will be needed within the next two years 

The ratings above are combined to provide three metrics, which are used both to determine asset risks profiles and planned project values. 

Metrics Metric  Description  Calculation 

Inherent Risk  The current risk  Likelihood X Consequence X Detectability 

Residual Risk  Remaining risk once mitigation work is completed  Inherent Risk – (Inherent Risk X Mitigation) 

Project Value  Assessment of the effectiveness of any project work carried out to address the risk 

Inherent Risk – Residual Risk 

All other things being equal, the higher the project value the more priority that will be given to the proposed work within the AMP. 

 

 Approach to Asset Management | 58

Future Risk Modelling 

Advanced asset risk modelling is required to fully develop a risk‐based long‐term investment plan.  The purpose of such modelling is to provide a credible means to calculate current and predicted future asset probability and consequence of failure in a consistent and systematic manner, and to use this to determine the optimal timing for asset replacement.  We have started this process using an asset risk modelling framework which is described below, and have achieved some preliminary results.  We plan to continue to develop this work in the coming year. 

An Asset Risk Management Model (ARMM) for poles, crossarms and conductors for the distribution network has been developed to indicate which poles, crossarms and conductor sections should be replaced and when to replace them.  ARMM is developed based on the principles and calculations outlined in Ofgem Common Methodology2.  The essential outcomes of the modelling are asset health indices and risks determined for the individual assets.   

Health index (HI) is an asset health score with a continuous scale between 0.5 and 10 where a HI  of 0.5 means the asset is in ‘as new’ condition with a very low probability of failure, whereas a HI of 10 means it is at the end of its life with a high probability of failure.  

Risk of an asset is calculated based on its probability of failure, criticality factor and average consequence of failure on the dimensions of safety, environmental, network performance and financial.   

The interpretation of the asset health index is provided in the table below.   

Table 4.6.5: Interpretation of Asset Health Indices   

Condition  Health  Index 

Remaining Life  Probability  of Failure 

Good  0‐1  >20 years  Very Low 1‐2 2‐3 3‐4 

Fair  4‐5  10‐20 years  Low 5‐6 6‐7 

Poor  7‐8  5‐10 years  Medium ‐ High 8‐9 

Bad  9‐10  < 5years  High 10+  Should have 

been replaced Very High 

Asset health indices are determined through a comprehensive process based on asset make and type, material, operating environment, age and condition.  The probability of failure is derived for individual assets from the HI and the performance of the asset class.   

Asset HI profile of TLC pole asset class is shown below based on our current data set.  We intend to progress this analysis over the forthcoming 12 months to project the HI profile in 10 years, both without maintenance and renewal, and with defined intervention strategies.  Forecasting the future condition and performance of an asset class in this way will enable TLC to verify its long‐term investment requirements to achieve a targeted level of performance.   

   

                                                                 

2 The DNO Common Network Asset Indices Methodology (Common Methodology) published by the UK Ofgem as an open source for electricity network companies to assess asset 

health and criticality. It is adopted across all Great Britain DNOs for assessment, forecasting and regulatory reporting of asset risk. 

 

 Approach to Asset Management | 59

Figure 4.6.5: Health Indices Profile of Distribution Poles  

 

4.7 Information Systems

4.7.1 Systems Overview 

To assist in managing our assets TLC operates four core Information Technology platforms: 

BASIX Asset Management. 

Navision Financial System. 

Gentrack Billing Management. 

ESRI GIS Platform. 

Key information is exchanged between three of these systems automatically as demonstrated in a simplified format in Figure 4.7.1.  The ESRI GIS platform currently operates independently of these systems. 

Figure 4.7.1: Overview of System Layout and Interaction 

 

4.7.2 BASIX 

BASIX is our core asset management system and used as a tool to support and provide information for our asset management processes and planning.  It contains asset data and is used to calculate reliability statistics and regulatory valuations. It also produces reports that align with the network performance criteria. 

The system comprises various modules including: 

Asset Register. 

Works Management. 

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

(0-1) (1-2) (2-3) (3-4) (4-5) (5-6) (6-7) (7-8) (8-9) (9-10) (10+) NoResult

Num

ber

of P

oles

Category

Year 0 Health Index

 

 Approach to Asset Management | 60

Outage and Reliability. 

Reporting. 

Annual Planning. 

Assets are organized into a hierarchy allowing both vertical (e.g. feeder or substation) and horizontal (asset class, e.g. distribution transformer) analysis and reporting. 

The asset register is used to access the network data and is broken down into: 

Lines. 

Installations. 

Zone substations. 

Transformers. 

Switchgear. 

Protection and Control. 

Network Model. 

Property. 

Batteries. 

SCADA and Radio. 

Details of proposed projects that result from the Asset Management Planning process are entered into the annual planning section of the BASIX database providing an ongoing reference and ability to track progress against plan in a structured manner. Financial forecasts are then extracted from the database for AMP and disclosure purposes. 

4.7.3 Navision 

  Navision is the company’s financial system and is also used by the Network Services business unit to track and record costs associated with work carried out for the network and external customers. 

4.7.4 Gentrack 

  Gentrack is the customer billing system.  This system will be replaced with the Agility CIS as part of the change to the new Time of Use pricing. 

4.7.5 ESRI Geographical Information System (GIS) 

  The ESRI GIS system primarily records geographical information for TLC’s assets.  The system is currently stand alone and is used to identify where assets currently, or may in the future, impact property owners.  Investigation is underway to evaluate the benefits of linking the information stored within the GIS system to that held in BASIX to provide a spatial representation of network performance. 

4.8 Business Continuity Planning

TLC manages business continuity risk through implementation of an Incident Management Framework.  The framework is based on Civil Defence Co‐ordinanted Incident Mangement System (CIMS) and uses the “Four Rs” of emergency preparedness Reduction, Readiness, Response and Recovery. 

The Incident Management Framework identifies a Duty Manager who acts as Incident Controller during an incident or emergency event.  If necessary an incident management team will be established to ensure that any public and staff safety risk is minimised and that our obligations as a lifeline utility are able to be met with minimal interruption to supply.  

 

 Approach to Asset Management | 61

Reduction of business risk is managed through the organisational risk framework detailed in Section 4.4.15.  This sees risk management plans implemented to reduce either the likelihood and/or consequence of an event occurring that would have a negative impact on the business.  At an asset level, risk is managed through ongoing monitoring, maintenance and renewal of assets as determined in the asset class strategies and this Asset Management Plan. 

Readiness for an emergency event is covered at multiple levels through the organisation. The Incident Management Plan provides a generic emergency management work which includes: 

•  Defined responsibilities for readiness and for response – in particular for incident controllers who are required to co‐ordinate emergency response activities during an event. 

•  Background and reference information. 

•  Contact details for internal and external parties and key stakeholders. 

•  Communication systems, options and protocols. 

A number of specific incident response guides are either developed or under development as detailed below: 

Serious injury/fatality. 

Significant threat to employees. 

Environmental incident. 

Medical emergency. 

Building relocation. 

Cyber security breach or IT system failure. 

Earthquake. 

Volcanic eruption. 

Major storm activity. 

Significant asset failure. 

Network event. 

Pandemic. 

Desktop emergency exercises are conducted to give staff exposure to the incident management framework and identify any areas of improvement required in either business process or field response during an emergency. 

Staff are also encouraged to ensure they and their family are prepared for major natural disasters. 

Response to an event is determined depending on the cause and extent.  The Incident Management Plan makes provision for establishment of a small incident management team for local events, network event management teams in the event of a major network incident, and a full incident response team involving the Board should it be deemed necessary by the Incident Controller. 

Following any activation of the Incident Management Plan an event review is conducted with any learnings incorporated into the Incident Management Framework for use during future events. 

Recovery following an incident is managed on a case‐by‐case basis with input from appropriate levels within the organisation as required. 

 

 

 Capital Project Planning and Delivery | 62

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Capital Project

Planning and

Delivery

 

 Capital Project Planning and Delivery | 63

5. Capital Project Planning and Delivery Chapter Overview 

This chapter explains our approach to planning our network capital investment and provides a summary of the Capex for the next ten years.   

5.1 Capital Project Portfolio and Investment Drivers

Our capital projects contribute to the long‐term reliability of our network and supply security as well as risk mitigation.  There are three portfolios in our capital projects:  

Asset renewal. 

Network development.   

Customer required work. 

Asset renewal projects address areas of asset condition related risk, safety and environmental issues and potential load loss. The investment covers asset renewal and refurbishment.   

Network development projects provide additional asset capability to cater for growth and to maintain supply security.  These projects also provide improvements that enable greater network automation and improved quality of supply.   

Customer required projects are driven by customer specific needs but may also trigger investment in upstream assets to increase system capacity to support that demand.  

TLC considers business drivers in capital investment planning and categorises the investment expenditure as per disclosure requirements.  The table below shows the association between investment category in disclosure and TLC’s business driver and capital project portfolio.  Often one business driver is associated with multiple investment categories and appears in more than one project type. 

Table 5.1: Capital Expenditure Portfolio  

Portfolio    Investment Category  (Commerce Commission)   

Business Drivers 

Asset Renewals  Asset replacement and renewal 

Reliability, safety and environment 

Non‐system fixed assets – atypical 

Non‐system fixed assets ‐ routine 

Equipment renewals Hazardous equipment Safety  

Network Development   System growth 

Quality of supply 

Reliability Security of supply 

Customer Required  Consumer connection 

Asset relocations 

Cumulative capacity 

5.1.1 Deferral of Investment 

TLC has undertaken several innovations that defer asset replacements by easing network constraints. 

These include: 

Mobile power factor correction capacity banks; which are a bank of capacitors mounted on a trailer that can be deployed across the network at short notice to support network constraints during faults or outages. 

Extensive deployment of load control technologies that enables shedding of up to 16MW (25% of our coincident GXP demand) at critical times. 

 

 

 Capital Project Planning and Delivery | 64

5.2 Asset Renewals

5.2.1 Overview 

Asset renewals are to address issues representing the highest risks to safety, environmental and network performance for now and the future, and to replace them through the planning period.   

5.2.2 Power Transformer Renewals 

TLC has 38 Power transformers located at its zone substations that convert 33kV sub‐transmission voltage to 11kV for TLC’s distribution network.   

5.2.3 Power Transformer Age Profile 

The age profile of TLC’s power transformer assets is summarised below: 

Figure 5.2.3: Age of TLC Power Transformers 

 

5.2.4 Power Transformer Condition 

Condition  of  the  transformers  is  largely  determined  by  visual  inspection  externally,  dissolved  gas  analysis  of  the transformer oil internally and other electrical tests when the transformers are undergoing maintenance. TLC has three ETEL and two Alstom transformers that are being overhauled due to abnormal deterioration. 

0

1

2

3

4

 63  57  56  59  54  53  52  51  49  47  39  26  24  22  17  16  11  10  9  8  7  6  4  1

Number of Transform

ers

Age (Years)

Alstom ETEL Other

 

 Capital Project Planning and Delivery | 65

Figure 5.2.4(a): Power Transformer Asset Grading 

 

There are two key issues driving the abnormal deterioration: 

Issue 1: Crimp connections on Alstom Power Transformers 

TLC has purchased seven transformers supplied by Alstom in the late 1990s to early 2000s of which three have since failed, and one a total loss. All were manufactured and supplied by the same factory in Brisbane over a six‐year period. The failures have occurred over a long period of time and consequently not identified as a systemic reliability risk until last year.     

Investigations have confirmed  that  the root cause of  failure on all  three was poor crimp connections between transformer windings and bushing or tap changer jumper leads. This is a manufacturing quality issue that appears to be common across all Alstom transformers manufactured at that time. These transformers are being proactively removed from service, one at a time to effect repairs to the crimp connections.   

Four of these have been completed to date and the remaining two transformers are scheduled for repair within the next 18 months.  

Issue 2: Accelerated Ageing of ETEL Transformers 

TLC has six ETEL power transformers in service.  Three show very high levels of hydrogen due to partial discharge that is a design defect in the transformers.  While it presents no imminent safety issues or risk of failure the defect is expected  to  represent a  significant  reduction  in  the expected  life of  the  transformers.   Five of  the  six ETEL transformers have been returned to the manufacturer to be rebuilt, however the first three rebuilds continue to produce higher than normal levels of hydrogen.  The two most recently rebuilds (2015 and 2017) currently have acceptable levels of hydrogen.   All of the ETEL transformers are installed in locations that can be back fed via the 11kV network, with no sustained impact on our customers should they fail.  

The issue is detectable using Dissolved Gas Analysis (DGA) testing.  This is used to detect arcing or abnormal heating that may be occurring within a transformer.  Arcing or heating causes elevated levels of hydrogen and other gases in the oil.  Figure 5.2.4(b) shows the hydrogen gas levels detected in the transformer oil as at their last test dates, with three ETEL transformers remaining above the acceptable risk level. 

   

0.0% 2.7% 10.8%

75.7%

10.8% 0.0%0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

H1 ‐ ReplacementRecommended

H2 ‐ End of Life, HighAsset Related risk

H3 ‐ End of Life,Increaseing Asset

Related Risk

H4 ‐ Asset Servicable H5 ‐ As New Condition U ‐ Unknown

 

 Capital Project Planning and Delivery | 66

Figure 5.2.4(b): Dissolved Gas Analysis of TLC Zone Substation Transformers 

 

TLC has been cycling these transformers through a re‐manufacturing process with the supplier, however we have yet to gain confidence that the problem can be completely resolved.  There is a risk that these transformers may need to be replaced within the planning period if evidence of their accelerated ageing continues. 

5.2.5 Power Transformer Capital Plan 

Table 5.2.5: Summary of power transformer renewal capital investment – 10 years 

$ 000’s  2019  2020  2021  2022  2023  2024  2025  2026  2027  2028 

Power Transformer Renewals 

150  105  ‐  ‐  ‐  ‐  210  ‐  ‐  ‐ 

5.2.6 Poles 

TLC has 34,548 poles supporting its overhead line network.  These are a mix of concrete, hardwood, softwood and iron rail.  Most of the pole assets are pre‐stressed concrete. 

5.2.7 Pole Age Profile 

The age profile of TLC’s pole assets is summarised below: 

Figure 5.2.7: Pole Age Profile by Material  

 

1

10

100

1000

10000

100000

0 10 20 30 40 50 60 70

Hydrogen (ppm)

Transformer Age

Risk Level Alstom ETEL Other

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000

051015202530354045505560657075808590

Number of Poles

Age (Years)

Iron Rail Wood Concrete

 

 Capital Project Planning and Delivery | 67

In some cases our pole data is populated with default rather than actual commissioning date values, which has the effect of showing abnormal pole installation volumes in specific years.  Default values were populated when TLC’s records were transferred from paper to digitized format, and it is assumed they represent instances where the commissioning dates were missing from the paper records.   

We are seeking to improve these records over time and move towards a risk based approach for asset management going forward. 

5.2.8 Pole Condition 

We have established  initial asset health  indices  for our distribution poles by combining age, average  life expectancy, reliability rating, location factor and condition.  A derived asset health index profile for the current year is shown below.  The analysis indicates that TLC’s pole assets are in good condition, but that some targeted replacement is also required. The analysis does not show the expected change  in condition over time, but this will be developed  in  future and will enable us to tune our investment and maintenance plan in the future. 

This is an early snapshot of our estimated asset condition, which we are seeking to develop further in the 2018/19 year.   

Figure 5.2.8: Condition Assessment of Poles in Current Year 

  

5.2.9 Crossarms 

TLC has 51,156 crossarms in service, most which are wooden. 

5.2.10 Crossarm Age Profile 

The age profile of TLC’s crossarm assets is summarised below. 

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

(0-1) (1-2) (2-3) (3-4) (4-5) (5-6) (6-7) (7-8) (8-9) (9-10) (10+) NoResult

Num

ber

of P

oles

Category

Year 0 Health Index Key 

Condition  Health  Index 

Remaining Life 

Probability  of Failure 

Good  0‐4  >20 years  Very Low 

Fair  4‐7  10‐20 years  Low 

Poor  7‐9  5‐10 years  Med ‐ High 

Bad  9‐10  < 5years  High 

10+  Replacement Overdue 

Very High 

 

 Capital Project Planning and Delivery | 68

Figure 5.2.10: Crossarm Age Profile by Voltage 

 

In some cases our crossarm data is populated with default rather than actual commissioning date values, which has the effect of showing abnormal pole installation volumes in specific years.  Default values were populated when TLC’s records were transferred from paper to digitized format, and it is assumed they represent instances where the commissioning dates were missing from the paper records.   

We are seeking to improve these records over time and move towards a risk based approach for asset management going forward. 

5.2.11 Crossarm Age Condition 

We have established initial asset health indices for our crossarms by combining age, average life expectancy, reliability rating, location factor and condition.  A derived asset health index profile for the current year is shown below.  The analysis indicates  that TLC’s crossarm assets are  in good condition, but  that some  targeted  replacement  is also  required. The analysis does not show the expected change in condition over time, but this will be developed in future and will enable us to tune our investment and maintenance plan in the future. 

This is an early snapshot of our estimated asset condition, which we are seeking to develop further in the 2018/19 year.   

Figure 5.2.11: Distribution Crossarm Health Index Profile 

   

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

8,000

05101520253035404550556065707580859095

Count

Age (Years)

LV 11kV 33kV

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

8,000

9,000

(0-1) (1-2) (2-3) (3-4) (4-5) (5-6) (6-7) (7-8) (8-9) (9-10) (10+) NoResult

Num

ber

of C

ross

arm

s

Category

Year 0 Health Index Key 

Condition  Health  Index 

Remaining Life 

Probability  of Failure 

Good  0‐4  >20 years  Very Low 

Fair  4‐7  10‐20 years  Low 

Poor  7‐9  5‐10 years  Med ‐ High 

Bad  9‐10  < 5years  High 

10+  Replacement Overdue 

Very High 

 

 Capital Project Planning and Delivery | 69

5.2.12 Overhead Conductor 

TLC has 4036 km of overhead line conductor, with the majority being 3‐phase 11kV.  However TLC has a substantial amount of 33kV (502 km) and 11kV Single wire Earth Return (SWER – 868 km) conductor, which are both proportionally higher than most NZ networks.  

5.2.13 Overhead Conductor Age Profile 

The age profile of TLC’s overhead conductor assets is summarised below. 

Figure 5.2.13: Overheard Conductor Age Profile 

    

In some cases our conductor data is populated with default rather than actual commissioning date values. This has the effect of showing abnormal pole installation volumes in specific years.  Default values were populated when TLC’s records were transferred from paper to digitized format and  it  is assumed they represent  instances where the commissioning dates were missing from the paper records.   

We are seeking to improve these records over time and move towards a risk‐based approach for asset management going forward. 

5.2.14 Overhead Conductor Condition 

We have established initial asset health indices for our overhead conductor by combining age, average life expectancy, reliability rating, location factor and condition.  A derived asset health index profile for the current year is shown below.  The analysis  indicates  that TLC’s conductor assets are  in good condition, but  that some  targeted  replacement  is also required. The analysis does not show the expected change in condition over time, but this will be developed in future and will enable us to tune our investment and maintenance plan in the future. 

This is an early snapshot of our estimated asset condition which we are seeking to develop further in the 2018/19 year. 

 

    

0

50

100

150

200

250

300

051015202530354045505560657075808590

Length (km

)

Age (Years)

LV 11kV 33kV

 

 Capital Project Planning and Delivery | 70

Figure 5.2.14: Distribution Conductor Health Indices Profile  

5.2.15 Overhead Conductor Risk and Issues 

One of the most significant challenges for the business is transforming its line renewal planning to create a sustainable forward management programme.  Figure 5.2.15 shows TLC’s rolling average pole age profile.  Although this is a crude indicator of risk, it shows that the average age of TLC’s pole asset fleet has been steadily increasing year on year, indicating that the  line renewal run rate has not quite kept pace with asset aging over time. Further details of the  line age and condition are broken down below by their key components (pole, cross arm and conductor). 

Figure 5.2.15: TLC’s Pole Age Profile  

 

As a result, this 2018 Asset Management Plan shows a significant uplift  in  line renewal expenditure with the  intent to improve the overall management of the line assets.   At the same time TLC is beginning a systematic predictive asset risk management process.  It is expected this will enable an improved understanding of where expenditure should be targeted to reduce overall outage risks.  This work is still in its early stages, but will be developed further over the coming year.  Currently age remains the main indicator for high level planning purposes with line inspections providing more current condition information.   

5.2.16 Line Renewal Capital Plan (Poles, Conductors and Crossarms) 

Our line renewal programme is currently based on age and condition as we understand it with the data available to us.  We have noted that a large portion of our pole, cross arm and conductor assets have default dates, resulting from the digitisation of historic  records.    This data  is  expected  to be  corrected over  the planning period  through our  annual inspection processes. This process may reveal new information that could impact our future investment decisions. 

Key 

Condition  Health  Index 

Remaining Life 

Probability  of Failure 

Good  0‐4  >20 years  Very Low 

Fair  4‐7  10‐20 years  Low 

Poor  7‐9  5‐10 years  Med ‐ High 

Bad  9‐10  < 5years  High 

10+  Replacement Overdue 

Very High 

020406080

100120140160180200

(0-1) (1-2) (2-3) (3-4) (4-5) (5-6) (6-7) (7-8) (8-9) (9-10) (10+) NoResult

Num

ber

of k

m

Category

Year 0 Health Index

 

 Capital Project Planning and Delivery | 71

Separately, we are setting in place a new condition analysis methodology, to begin driving our renewal investment based on asset condition and risk rather than age.  As this work is developed it is likely that our line renewal projects will be re‐scoped or re‐prioritised.  This could result in recommendations for adjusting our investment profile. 

Table 5.2.16: Summary of line renewal capital investment (poles, conductors and crossarms) – 10 years 

$ 000’s  2019  2020  2021  2022  2023  2024  2025  2026  2027  2028 

11kV Line Renewals  3,489  3,073  4,395  2,788  2,560  4,429  5,925  6,204  6,511  6,047 

33kV Line Renewals  1,205  2,409  1,568  2,061  1,098  444  1,161  753  621  720 

LV Line Renewals  1,203  449  1,173  534  1,058  1,834  1,966  2,226  1,084  1,241 

33kV Line ‐ safety driven renewal 

‐  ‐  ‐  ‐  ‐  394  ‐  ‐  ‐  ‐ 

5.2.17 Sub‐transmission Switchgear 

TLC has 249 sub‐transmission switches.  Some of the assets are located in zone substations and others are in the field on sub‐transmission lines. The switch ages and condition vary and they are renewed when no longer serviceable. 

5.2.18 Sub‐transmission Switchgear Age Profile 

The age profile of TLC’s switch assets is summarised below. 

Figure 5.2.18: Age profile of 33kV Switch Assets 

 

5.2.19 Distribution Switches 

TLC has 9.193 distribution switches in service, with the majority being ground mounted.  

5.2.20 Distribution Switchgear Age Profile 

The age profile of TLC’s distribution switches is summarised below. 

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

1357911131517192123252729313335373941434547495153555759616365

Number

Age (Years)

Oil SF6 Vacuum

 

 Capital Project Planning and Delivery | 72

Figure 5.2.20: Distribution Switchgear Age Profile 

 

5.2.21 Distribution Switchgear Condition 

Condition assessment of distribution switchgear falls  into two groups. The first group (ABS, Pole mount fuse switches, pole mounted load break switches, solid links, RTE switch and Transformer tap off fuses) receives visual inspections during routine maintenance and are replaced as required.   The second group are devices that have active control relays that need to be tested to prove they still work. A subset of these have oil which needs to be changed periodically.  In both cases assessment during the  inspection cycle determines any replacement or maintenance actions  if required, and the assets are not specifically profiled to maintain a condition level. 

Figure 5.2.21: Switchgear Condition Grading 

    

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

05101520253035404550556065

Count

Ground Mounted Pole Mounted

A number of the assets between 36‐40 years are assets of unknown age and carry a default installation date of 1/7/1980.

0.2% 7.3% 0.0%

66.2%

26.0%

0.2%0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

H1 ‐ ReplacementRecommended

H2 ‐ End of Life, HighAsset Related risk

H3 ‐ End of Life,Increaseing Asset

Related Risk

H4 ‐ Asset Servicable H5 ‐ As New Condition U ‐ Unknown

 

 Capital Project Planning and Delivery | 73

5.2.22 Distribution Switchgear Key Risk and Issues 

Unsafe‐to‐operate switchgear 

TLC has several unsafe‐to‐operate switchgear, known as SDAF‐3 units, in service.  In this case unsafe‐to‐operate in this case means the units cannot be switched when live.  There have been past occurrences within the international electricity industry of the equipment failing and presenting a high risk of injury to the operating staff.   

All these units are tagged as being unsafe to operate and staff are trained not to operate them live.  However to eliminate this risk, we intend to replace all of these units on our network within the next year.   

5.2.23 Distribution Switchgear Capital Plan 

Table 5.2.23: Summary of switchgear renewal investment – 10 years 

$ 000’s  2019  2020  2021  2022  2023  2024  2025  2026  2027  2028 

11kV Switch Renewal  54  ‐  ‐  590  93  103  ‐  ‐  ‐  ‐ 

33kV Switchgear Renewal 

‐  ‐  ‐  ‐  95  ‐  95  ‐  ‐  ‐ 

11kV Switchgear ‐ Safety driven renewal 

261  ‐  ‐  329  ‐  160  ‐  ‐  ‐  ‐ 

5.2.24 Distribution Transformers 

TLC has 5,099 distribution transformers in service, with the majority being pole mounted. 

5.2.25 Distribution Transformer Age Profile 

The age profile of TLC’s distribution transformers is summarised below. 

Figure 5.2.25: Distribution Transformer Age profile (excluding 24% of records with default commissioning dates) 

    

0

50

100

150

200

250

68

65

61

59

57

55

53

51

49

47

45

43

41

39

37

35

33

31

29

27

25

23

21

19

17

15

13

11 9 7 5 3 1

Count

Age (years)

Ground Mounted Pole Mounted

The graph excludes a number of transformers (24%) that have their commissioning date set to a defined default value (1980).  This default commissioning date was used for transformers that had no record of commissioning when TLC’s asset records were digitised.  It is known that many of these transformers were commissioned after this date, and consequently this business rule has the effect of increasing the average asset age. 

 

 Capital Project Planning and Delivery | 74

5.2.26 Distribution Transformer Condition 

Figure 5.2.26: Transformer Condition Grading 

 

There are eight H1 transformers, these are all scheduled to be replaced in the coming year in conjunction with the 11kV line renewals. 

5.2.27 Distribution Transformer Key Risks and Issues 

Issue 1: Ground Mounted Transformers 

TLC has 65 ground mounted transformers that are considered high risk because they are enclosed in wooden or tin sheds or are an open enclosure style.   These transformers would not meet current standards  if constructed today.  In most  cases  these  historic  housing  designs  offer  no  secondary  protection  against  contact with  live electrical parts (such as a secondary insulation barrier) if the first protection layer is compromised.  As an interim measure protective  insulation barriers are being  installed to prevent accidental contact with  live conductors by staff and contractors who work on this equipment. Transformer replacement is however the optimal solution. 

TLC has 13 transformers enclosed in wooden structures.  The enclosures usually comprise wooden paling cladding with a tin roof.  Inside the transformer terminals are typically exposed.  These are classified as high‐risk because they typically have the following features: 

Limited security – the wooden battens can be removed with effort 

Low  ingress  rating  ‐  i.e.  rodents and birds are  sometimes able  to gain entry, with gaps  in  the wooden cladding allowing opportunity for fingers and sticks and other foreign objects to penetrate.  

Inadequate internal segregation and exposed terminals.  

Fire Hazard ‐ being constructed of wood, the enclosures are flammable. 

TLC has 45 tin shed transformer enclosures.  These have very similar features to the wooden enclosures in that they  typically have exposed LV  terminals  inside  the enclosure.   They are generally regarded as  lower risk  than wooden enclosures because of their higher fire resistance and higher degree of security when when compared to the wooden enclosures.  The tin enclosure is also earthed to operate protection if the walls or doors contact live equipment.  These are classified as high‐risk because they typically have the following features: 

Low Ingress rating from rodents, fingers, sticks and snow.  

Lack of internal segregation and exposed terminals.   

0.1% 0.8% 0.3%

82.5%

16.3%0.0%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

H1 ‐ ReplacementRecommended

H2 ‐ End of Life, HighAsset Related risk

H3 ‐ End of Life,Increaseing Asset

Related Risk

H4 ‐ Asset Servicable H5 ‐ As New Condition U ‐ Unknown

 

 Capital Project Planning and Delivery | 75

TLC  has  seven  open‐external  transformers.    Open‐external  refers  to  an  industrial  type  transformer  with termination  boxes  fitted  to  accommodate  the  incoming  and  outgoing  cables  without  modern  mechanical protection for the cables as they enter the transformer.  There are several designs of these units, some with side mounted termination boxes and some with unprotected cables between the ground and termination box.   The main risks with this design are direct vandalism to the transformer and impact from vehicles. 

 Figure 5.2.27(a): Typical wooden shed  Transformer enclosure 

This 2018 Asset Management Plan seeks to address these issues by replacing these transformers over the initial three years of the planning period.  

Issue 2: Two pole structures with low equipment 

There are a number of legacy two pole structures that have equipment that is below the minimum specified height in current regulations. All sites with dangerously low equipment have been addressed, the remaining sites are very close to regulation height.  

5.2.28 Distribution Transformers Capital Plan 

Table 5.2.28: Summary of ground mounted transformer safety renewal investment – 10 years 

$ 000’s  2019  2020  2021  2022  2023  2024  2025  2026  2027  2028 

Ground mount transformer safety renewal programme 

710  1,512  1,386  861  ‐  ‐  47  ‐  ‐  53 

Two pole structure Replacement Programme 

29  22  78  78  145  85  158  286  40  ‐ 

Ground Mount Transformer Renewals 

‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  53  ‐  ‐  ‐ 

This plan focuses on replacing the 65 transformers that have been identified as high risk over a four year period. 

5.2.29 Cables 

Underground cables form a critical part of our network, they are used largely to mitigate a cascade pole failure scenario around zone substations, and to reticulate the ski‐field areas.   

   

Figure 5.2.27(b): Typical tin shed transformer enclosure 

Figure 5.2.27(c): Typical open‐external transformer 

 

 Capital Project Planning and Delivery | 76

5.2.30 Cables Age Profile 

The age profile of TLC’s cables assets is summarised below. 

Figure 5.2.30: Distribution Cable Age Profile 

 

5.2.31 Cables Condition 

11 kV cables are tested before being put into service with thermal imaging inspections of terminations carried out during transformer kiosk inspections where accessible.  The majority of cables installed on Mt Ruapehu are over‐ground. These are  visually  inspected annually  for damage  and  repaired as  required.    In  some  cases  these  cables have experienced ongoing damage and maintenance and are now being considered for targeted replacement.  TLC has only a small quantity of 33kV cable in service with the majority in as new condition having recently being installed at the Taharoa mine. 

Low voltage cables have no specific inspection or maintenance activity carried out and are generally replaced on failure. 

5.2.32 Cables Key Risks and Issues 

Cables on the Ruapehu Ski‐fields 

23% of our 11kV cables (about 30km) are installed on Mt Ruapehu supplying the ski‐fields and accommodation units in that area.  About half are laid over‐ground rather than being buried. All of these cables are steel‐wire‐armoured to provide additional mechanical protection.  This solution is not unique to TLC and is used in other ski‐fields in New Zealand where burying cables is either impractical (because the volcanic rock base is difficult to penetrate) or restricted by Department of Conservation or Iwi guardianship.  

The mountainous environment presents a particularly difficult challenge for these assets due to continuously movement.  Through the winter rocks on the surface of the mountain are physically moved by ice formation pressure and the weight of snow accumulation.  Movement occurs again in summer as temperatures rise and snow melt shifts ice sheets and rocks over the cable. 

The environment is further complicated by snow grooming activities which may cross cables routes during winter as these are unseen under snow cover. 

As a result, the over‐ground cables in the upper mountain areas can suffer damage from both rock abrasion and snow grooming activities.  The key impact to date has been reduced reliability of certain sections of cables which can fail if the outer sheath is breached allowing water ingress. This then freezes within the cable in the following winter.  These cables are therefore inspected annually to identify and repair or replace any damaged sections. 

0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

05101520253035404550556065707580859095

Cable Len

gth (m)

LV 11kV 33KV

Age (Years)

Data quality on age and condition of low voltage cables is poor, and over 55% of our low voltage cable length has a default age rather than an accurate record. More accurate information concerning the age and condition of 11kV and 33kV cables is available with less than 25% having default dates.  

 

 Capital Project Planning and Delivery | 77

TLC is now seeking to make improvements to minimise damage to the cables and also minimise access to the cable route from public or operational activities on the mountain.   Several technical options are being investigated and will require extensive consultation with the ski‐field operator Ruapehu Alpine Lifts, Department of Conservation and Iwi to form a final proposal.   

This AMP seeks to develop and implement a technical solution over the initial five years of the planning period. 

5.2.33 Cables Capital Plan 

The project for upgrading the cables on the Ruapehu Mountain  is currently undergoing options analysis.   There are a number of possible technical solutions, which range from complete cable replacement and undergrounding, to targeted cable repair and traffic management.   Any final solution will require support and consent from multiple stakeholders, including our customers, DOC and Iwi.  Our capital plan has assumed that substantial sections (but not all) of the cable will require replacement with some undergrounding. 

Table 5.2.33: Summary of cable renewal investment – 10 years 

$ 000’s  2019  2020  2021  2022  2023  2024  2025  2026  2027  2028 

11kV Cable Renewals  500  ‐  1,618  1,618  1,618  118  118  433  118  118 

LV Cable Renewals  ‐  ‐  ‐  ‐  571  337  399  ‐  ‐  ‐ 

5.2.34 Zone Substation and Supply Point 

Power transformers are primary plant used to feed power to or from our distribution network. 

5.2.35 Aged Zone Substation Equipment 

Wairere Falls 

The current 33kV yard at Wairere is near end of life and unable to be maintained without major outages to customers. 

5.2.36 Zone Substation Supply Point Development 

These developments include upgrading existing oil bunding and foundations to ensure zone substations and TLC equipment at supply points meet current environmental and seismic standards. 

5.2.37 Zone Substation Supply Point Capital Plan 

Our capital plan  includes upgrading oil bunding and foundations to ensure our zone substations meet current seismic regulations.   Costs for this work are estimated  in our capital plan, based on relatively  limited experience with seismic upgrading projects.  The work will be almost fully outsourced, and consequently actual costs are reliant on a number of factors including market demand and supply for this type of work. 

Table 5.2.37: Summary of zone substation and supply point renewal investment – 10 years 

$ 000’s  2019  2020  2021  2022  2023  2024  2025  2026  2027  2028 

Zone Substation Renewals 

303  1,155  70  1,000  1,000  ‐  285  ‐  ‐  ‐ 

Zone Substation Development 

420  ‐  67  ‐  110  53  483  53  53  95 

Supply Point Development 

190  ‐  105  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐ 

5.2.38 Other Assets 

General network equipment renewals includes contingencies for transformers, switch gear and secondary relay renewals. 

 

 Capital Project Planning and Delivery | 78

Table 5.2.38: Summary of other renewal investment – 10 years 

$ 000’s  2019  2020  2021  2022  2023  2024  2025  2026  2027  2028 

General Network Equipment Renewals 

327  327  327  327  327  327  327  327  327  327 

SCADA and Radio  652  81  182  81  212  81  212  81  81  81 

 5.2.39 Key Asset Renewal Projects 

Our key projects to address the above issues are listed below. 

Table 5.2.39: Key Asset Renewal Projects 

Project Name  Estimated 

Cost 

($ 000’s) 

Timing (FY) 

Distribution Transformer Safety Renewal Programme  4,469  2019 ‐ 2022 

Cable Upgrades  7,567  2019 ‐ 2029 

Unsafe‐to‐Operated Switchgear Replacement  210  2019 

Zone Substation Power Transformer Refurbishment   465  2019 ‐ 2025 

33 kV Line Renewal Programme  12,042  2019 ‐ 2029 

11kV Line Renewal Programme  45,421  2019 – 2029 

LV Line Renewal Programme  12,768  2019 ‐ 2029 

5.2.40 Total Asset Renewal Investment  

Table 5.2.40: Summary of Total Asset Renewal Investment – 10 Years 

$ 000’s  2019  2020  2021  2022  2023  2024  2025  2026  2027  2028 

Asset Replacement and Renewal 

11kV Switch Renewal  54  ‐  ‐  590  93  103  ‐  ‐  ‐  ‐ 

General Network Equipment Renewals 

327  327  327  327  327  327  327  327  327  327 

SCADA and Radio  652  81  182  81  212  81  212  81  81  81 

33kV Switchgear Renewal 

‐  ‐  ‐  ‐  95  ‐  95  ‐  ‐  ‐ 

Zone Substation Renewals 

303  1,155  70  1,000  1,000  ‐  285  ‐  ‐  ‐ 

Power Transformer Renewals 

150  105  ‐  ‐  ‐  ‐  210  ‐  ‐  ‐ 

Ground Mount Transformer Renewals 

‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  53  ‐  ‐  ‐ 

11kV Line Renewals  3,489  3,073  4,395  2,788  2,560  4,429  5,925  6,204  6,511  6,047 

33kV Line Renewals  1,205  2,409  1,568  2,061  1,098  444  1,161  753  621  720 

LV Line Renewals  1,203  449  1,173  534  1,058  1,834  1,966  2,226  1,084  1,241 

11kV Cable Renewals  500  ‐  1,618  1,618  1,618  118  118  433  118  118 

LV Cable Renewals  ‐  ‐  ‐  ‐  571  337  399  ‐  ‐  ‐ 

Other Reliability, Safety and Environment 

 

 Capital Project Planning and Delivery | 79

$ 000’s  2019  2020  2021  2022  2023  2024  2025  2026  2027  2028 

11kV Switchgear ‐ Safety Driven Renewal 

261  ‐  ‐  329  ‐  160  ‐  ‐  ‐  ‐ 

33kV Line ‐ Safety Driven Renewal 

‐  ‐  ‐  ‐  ‐  394  ‐  ‐  ‐  ‐ 

Zone Substation Development 

420  ‐  67  ‐  110  53  483  53  53  95 

Supply Point Development 

190  ‐  105  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐ 

Two Pole Structure Replacement Programme 

29  22  78  78  145  85  158  286  40  ‐ 

Ground Mount Transformer Safety Renewal Programme 

710  1,512  1,386  861  ‐  ‐  47  ‐  ‐  53 

Total   9,493  9,133  10,971  10,268  8,886  8,364  11,439  10,362  8,835  8,681 

5.3 Network Development

Network development covers system growth, security of supply and quality of supply.   

5.3.1 Key Risks and Issues 

TLC is facing a range of short to medium‐term challenges that include security of supply constraints, system incremental growth, quality of supply issues and line upgrade requirements.    

Security of Supply 

Currently TLC has a range of security of supply issues to address in its Points of Supply (POS) and zone substations.   These principally relate to:  

Table 5.3.1(a): Security of Supply Issues 

Hangatiki GXP  TLC’s largest 110/33kV supply point currently operating well above its firm capacity 

Ohakune GXP  Currently using only one transformer with minimal back‐feed options 

Atiamuri POS  Is peaking above firm capacity 

Te Waireka  Serves Otorohanga township and is peaking above its firm capacity  

Maraetai  The Maraetai substation runs at N security (no back up) with a significant dairy load 

Wairere Falls  Requires replacement of an ageing 33kV busbar 

Waitete  Serves the Te Kuiti township and requires a major upgrade of its 11kV busbar 

Borough   Serves the Taumarunui township, and is peaking at about twice the firm capacity  

Figure 5.3.1 shows the security level of TLC’s zone substations.  The highlighted substations indicate areas where priority work is required to strengthen security of supply.  Together these substations serve ~10,000 customers (~43% of TLC’s customer base).  The grey bars show substations that have a single transformer with no immediate backup supply and would result in a sustained outage, ranging from several hours to days if a fault occurs.  The light green bars are substations that can be back‐fed from other areas to provide supply, but this may be at a lower level than needed, and the orange bars show substations that have multiple transformers but a single unit cannot supply the full load.   

   

 

 Capital Project Planning and Delivery | 80

Figure 5.3.1: Security Rating of TLC’s Zone substations 

 

This 2018 Asset Management Plan seeks to address these issues through significant substation upgrades over the planning period. 

System incremental growth  

The TLC network is supplied not only from Transpower grid exit points (GXPs), but also from major Waikato generation plants and seven large (>1MW) distributed hydro generators. The network has long runs of 33 kV lines between distributed generators and GXPs.  

The key area of demand growth in the forecast period is expected to be in the northern network region supplied by the Hangatiki GXP.  Sources of additional demand are expected from iron sand mining, industrial processing (timber and limestone) and milk processing.  All of these projects are in discussion at the time of writing, but have other external dependencies before they can be realised. 

Demand Forecasts: Points of Supply 

Table 5.3.1(b) shows the demand forecasts at TLC’s points of supply. These forecasts are primarily take into consideration: 

Underlying regional growth – based on Statistics NZ population trends and historical demand changes 

Step load changes from large customer driven projects 

No large scale distributed generation development 

No material changes in the availability of installed distributed generation 

Demand side management continues at current levels 

Table 5.3.1(b): Point of Supply Demand Forecasts (MVA) 

Point of Supply  2019  2020  2021  2022  2023  2024  2025  2026  2027  2028 

Hangatiki  43.53  50.32  50.57  54.34  54.61  54.89  55.17  55.44  55.73  56.01 

Ohakune  7.86  8.01  8.18  8.34  8.51  8.68  8.85  9.03  9.21  9.39 

Ongarue  13.11  13.11  13.11  13.11  13.11  13.11  13.11  13.11  13.11  13.11 

Tokaanu  10.84  10.90  10.95  11.01  11.06  11.12  11.17  11.23  11.28  11.34 

National Park  6.33  6.33  6.33  6.33  6.33  6.33  6.33  6.33  6.33  6.33 

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

Number of Customers

Zone Substation Security Summary 

N N‐1 N‐1 Constrained N‐1 Switched

Over 10,000 customers (around 43%) are impacted by security of supply constraints

 

 Capital Project Planning and Delivery | 81

Point of Supply  2019  2020  2021  2022  2023  2024  2025  2026  2027  2028 

Whakamaru  10.73  10.94  11.16  11.38  11.61  11.84  12.08  12.32  12.57  12.82 

Mokai  4.00  4.02  4.04  4.06  4.08  4.10  4.12  4.14  4.16  4.18 

At a regional level and based on current demand growth forecasts, most of TLC’s transmission supply points are not likely to become constrained over the next ten years.  However, constraints are expected at the following key assets: 

Hangatiki GXP 

  The Hangatiki supply point often operates at a level where the failure of one transformer (or its associated switchgear) could result in a partial loss of supply.  A project to commission a third 20MVA 110/33kV transformer, owned by TLC rather than Transpower, is underway with completion expected in late 2018. Once this transformer is installed the firm capacity of Hangatiki GXP will increase from 20MVA to 40MVA.  This project is customer driven, triggered by a significant demand increase from the Taharoa mine, and is covered further under the customer required project section. 

  The ongoing constraints in Transpower’s 110kV system could impact future growth out of the Hangatiki GXP.  This is not expected to manifest until nearer the end of the planning period and discussions are underway with Transpower to understand options to cost effectively manage any further expansion to Hangatiki.  It is expected that high level options will be developed over the coming year. 

Atiamuri Point of Supply 

  TLC expects its Atiamuri point of supply, which acts as a backup for Whakamaru, to reach its capacity within the next decade. A project to augment that supply point is planned for the 2020 financial year.  Timing of this is subject to confirmation of customer required work and may be deferred if this does not materialise.    

Te Waireka/Te Kawa 33kV Lines 

  The pair of lines from Hangatiki to Otorohanga (Te Waireka Zone Substation) are reaching their thermal firm capacity. Further load growth in the Otorohanga area will result in reducing the line security from N‐1 to N at peak loading times.  Proactive reconductoring of these lines is planned for 2020 and 2022. 

Demand Forecasts: Zone Substations 

Eight  zone  substations  are expected  to  reach or  exceed  their  capacity  rating  in  the planning period.    These  include Taharoa, Atiamuri, Mokai, Gadsby Road, Hangatiki, Tawhai, Whakamaru, Marotiri and Tuhua.   Most of  this growth  is linked to planned consumption increases from major customers – primarily from industrial processing plant expansions.   

Table 5.3.1(c): Northern Zone Substation Demand Forecasts (MVA) 

Zone  Substation 

Security  Firm (N‐1) 

Capacity (MVA) 

2019  2020  2021  2022  2023  2024  2025  2026  2027  2028 

Taharoa  N‐1  10  17.1  17.1  17.1  17.1  17.1  17.1  17.1  17.1  17.1  17.1 

Waitete  N‐1  10  9.1  9.1  9.1  9.1  9.1  9.1  9.1  9.1  9.1  9.1 

Gadsby Rd  N    5.0  5.1  5.2  5.3  5.4  5.5  5.6  5.6  5.7  5.8 

Hangatiki  N    4.4  4.5  4.6  4.7  4.8  4.9  5.0  5.0  5.1  5.2 

Wairere Falls  N  2.5  3.1  3.1  3.1  3.1  3.1  3.1  3.1  3.1  3.1  3.1 

Te Anga  N    2.1  2.1  2.1  2.1  2.1  2.1  2.1  2.1  2.1  2.1 

Te Waireka  N‐1  10  12.1  12.4  12.7  12.9  13.2  13.5  13.8  14.0  14.3  14.6 

Oparure  N    1.5  1.5  1.5  1.5  1.5  1.5  1.4  1.4  1.4  1.4 

Mahoenui  N    1.0  1.0  1.0  1.0  1.0  1.0  1.0  1.0  1.0  1.0 

 

 Capital Project Planning and Delivery | 82

Zone  Substation 

Security  Firm (N‐1) 

Capacity (MVA) 

2019  2020  2021  2022  2023  2024  2025  2026  2027  2028 

Taharoa Village  N    0.4  0.4  0.4  0.4  0.4  0.4  0.4  0.4  0.4  0.4 

Atiamuri  N    10.7  10.9  11.2  11.5  11.8  12.0  12.3  12.6  12.8  13.1 

Maraetai  N    5.3  5.5  5.6  5.8  5.9  6.1  6.2  6.4  6.5  6.7 

Mokai  N    3.8  3.9  4.0  4.1  4.2  4.3  4.4  4.5  4.6  4.7 

Marotiri  N    3.2  3.3  3.4  3.5  3.6  3.7  3.8  3.9  4.0  4.1 

Arohena  N    2.9  3.0  3.1  3.1  3.2  3.3  3.4  3.5  3.6  3.6 

Kaahu Tee  N    2.0  2.0  2.1  2.1  2.2  2.3  2.3  2.4  2.4  2.5 

Tawhai  N    5.0  5.0  5.0  5.0  5.0  5.0  5.0  5.0  5.0  5.0 

Nat. Park  N    2.0  2.0  2.0  2.0  2.0  2.0  2.0  2.0  2.0  2.0 

Otukou  N    0.2  0.2  0.2  0.2  0.2  0.2  0.2  0.2  0.2  0.2 

Borough  N‐1  5  8.5  8.5  8.5  8.5  8.5  8.5  8.5  8.5  8.5  8.5 

Manunui  N    2.6  2.6  2.7  2.8  2.9  2.9  3.0  3.1  3.1  3.2 

Tuhua  N    1.2  1.2  1.2  1.2  1.2  1.2  1.2  1.2  1.2  1.2 

Nihoniho  N    0.5  0.5  0.5  0.5  0.5  0.5  0.5  0.5  0.5  0.5 

Turangi  N‐1  5  4.8  4.8  4.8  4.8  4.9  4.9  4.9  4.9  5.0  5.0 

Kuratau  N  3  2.8  2.8  2.8  2.8  2.8  2.8  2.8  2.8  2.8  2.8 

Kiko Road  N    1.5  1.6  1.6  1.6  1.6  1.6  1.6  1.6  1.6  1.7 

Awamate  N    1.5  1.5  1.5  1.5  1.6  1.6  1.6  1.6  1.6  1.7 

Waiotaka  N    0.6  0.6  0.6  0.6  0.6  0.6  0.6  0.6  0.6  0.6 

Tokaanu  N    0.2  0.2  0.2  0.2  0.2  0.2  0.2  0.2  0.2  0.2 

Quality of Supply 

Quality of supply projects cater for improving network security or improving reliability.  There are three key issues. 

Ohakune GXP At Ohakune we are supplied by Trustpower from a single 20MVA transformer and a single 11kV circuit breaker. While it was replaced in 2015 our experience with transformers indicate there is a risk of the transformer failing early in its life due to manufacturing defects.  Transpower do carry a suitable spare transformer, however it could take up to a week to relocate, install and commission in the event of failure of the existing unit. For a portion of the year we are able to fully back up Ohakune due to an arrangement with Winstone Pulp International to take a limited supply (2.0MVA) from their network at Tangiwai. This is a full back up from November through to the end of March. In winter this backup is only able to reliably supply up to a third of the residential customers in the region. 

Maraetai Zone Substation   Maraetai zone substation currently relies on a single power transformer and has limited 11kV backup. The 

planned additional transformer will improve resilience and allow for maintenance to be carried out on the existing breaker. 

Te Waireka and Borough Zone Substations   Both of these substations currently operate over their firm N‐1 capacity for periods of the year. 

5.3.2 Equipment Capacity 

When planning for all growth and security of supply projects the rated nameplate capacity is use for all project planning. The only exception to this is transformers which takes into account their short time overload capacity that is based on 

 

 Capital Project Planning and Delivery | 83

the international standard that the transformer was constructed to. While if this overloading will reduce the overall life of the transformer in does not greatly increase the risk of failure. 

5.3.3 Key Investment Projects 

TLC key investment projects to address the risk and issues discussed above are listed in the following the table:    

Table 5.3.3: Summary of Key System Growth Investments 

Project Name  Investment Need  Est. Cost 

($ 000’s) 

Timing (FY) 

Atiamuri POS Upgrade 

Install a new 20MVA 33/11kV transformer to boost capacity at Atiamuri POS. Atiamuri provides N‐1 security to the Whakamaru region. Alternative option considered: Have diesel generators or battery banks available to limit peak demand. 

1,300  2020 

Kaahu Tee to Atiamuri  33kV Tie Line 

Reconductor and upgrade line between Atiamuri and Kaahu Tee to increase the backup capacity for the Whakamaru region. Follows on from the Atiamuri upgrade.  Alternative option considered: Have diesel generators or battery banks available to limit peak demand. 

650  2021 

Whakamaru Zone Substation 

New substation in the Whakamaru area to cater for increasing dairy load and to provide an 11kV backup to Maraetai and Kaahu Tee. As this project is in the early planning stages current uncertainties include costs associated with access to land and any required easements. Alternative option considered: Install additional 33kV line and reconductor Whakamaru 11kV feeder. Install additional transformer at Maraetai.  Install diesel generators or battery banks to cater for peak demand. 

1,400  2024 

Reconductor Te Waireka 33kV Feeder 

Increase capacity of the Te Waireka Road 33kV feeder. Alternative Option Considered: Have diesel generators or battery banks available to limit peak demand. 

820  2022 

Reconductor Te Kawa 33kV Feeder 

Reconductor the 33kV Te Kawa feeder. Alternative option considered: Have diesel generators or battery banks available to limit peak demand. 

1,250  2020 

Waitete Substation Upgrade 

Purchase and installation of two 10MVA transformers at Waitete. Connect to existing incomers. Alternative option considered: New Te Kuiti zone substation. Have diesel generators or battery banks available to limit peak demand. 

1,260  2024 

Turoa to Tangiwai 11kV Tie Line 

Reconductor the Turoa / Tangiwai feeder tie between switches 5695 and 5680 to strengthen the back feed from Tangiwai. Alternative option considered: Have diesel generators or battery banks available to support load during outages. 

660  2022 

Waihaha 11kV Feeder 

Convert existing two wire and SWER line to three phase 11kV and SWER isolating substations. Alternative option considered: Diesel generation, photovoltaic (PV) and battery banks. 

450  2023 

Rangitoto Rd 11kV Feeder 

Replace ageing coper conductor along Rangitoto Road between switches 112 and 192. Alternative option considered: Install fault reducing equipment at Waitete zone substation. 

420  2022 

 

 Capital Project Planning and Delivery | 84

Project Name  Investment Need  Est. Cost 

($ 000’s) 

Timing (FY) 

Ohakune GXP Cable  Replace existing cable from Transpower’s circuit breaker to TLC’s 11kV bus to remove thermal constraints. Alternative option considered: Have diesel generators or battery banks available to limit peak demand. 

190  2019 

Te Waireka Substation Upgrade 

Completion of project started in 2018 to increase the transformer size to ensure N‐1 security. Alternative option considered: Have diesel generators or battery banks available to limit peak demand. 

1,200  2019 

Borough Substation Upgrade 

Install ex‐Te Waireka transformers at the Borough zone substation to increase the transformer size to ensure N‐1 security. Alternative option considered: Have diesel generators or battery banks available to limit peak demand. 

100  2019 

Maraetai Dual Transformers 

Install a second transformer (ex Borough) to provide N‐1 security. Install new 11kV and 33kV switchgear to cater for the additional transformer. Alternative option considered: Heavy 11kV reconductoring or diesel generator support. 

315  2019 

Ohakune Alternative Supply 

Arrangement to provide N‐1 security to the Ohakune area. At the current time we anticipate providing an alternative supply point for Ohakune, supplied from a single transformer connected to the 220kV network.  This is subject to planning discussions with Transpower and other stakeholders, which may see this plan evolve to into a number of options including decommissioning the existing GXP to unload the 110kV network.   Under such a scenario, our capital plan may evolve to reflect an increased capital cost, which we assume would be balanced by a reduction in transmission charges from retaining the existing GXP. 

2,625  2022 ‐ 2024 

5.3.4 Total Network Development  

The following table summarises all network development investment. These projects have considered the application of alternative technologies such as PV or battery options.  Our analysis indicates that these options are not cost effective at the current time or cannot provide sustained supply to enable them to be a credible option. 

We are closely monitoring this technology and have noted that their costs have continued to reduce.   However, given that most of our priority projects are planned for implementation in the short to medium term (2‐5 year period) we don’t currently foresee these options being economic in that time frame. 

Table 5.3.4: Summary of Total System Growth Investment – 10 Years 

$ 000’s  2019  2020  2021  2022  2023  2024  2025  2026  2027  2028 

System Growth 

11kV Development  802  1,264  135  765  564  82  ‐  135  ‐  236 

Voltage Regulation  ‐  ‐  126  114  114  110  ‐  ‐  114  228 

33kV Development  190  1,250  ‐  820  662  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐ 

Zone Substation Development  105  105  ‐  ‐  205  2,455  158  ‐  ‐  ‐ 

Supply Point Development  ‐  1,000  300  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐ 

 

 Capital Project Planning and Delivery | 85

$ 000’s  2019  2020  2021  2022  2023  2024  2025  2026  2027  2028 

Quality of Supply 

11kV Reliability and Security Development 

‐  80  120  180  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐ 

11kV Switchgear Automation  235  ‐  45  342  492  414  63  463  400  500 

33kV Reliability Development  204  ‐  64  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐ 

Zone Substation Security of Supply Development 

1,615  ‐  ‐  ‐  210  ‐  ‐  194  ‐  ‐ 

Supply Point Security of Supply Development 

‐  ‐  53  368  1,260  1,260  ‐  ‐  ‐  ‐ 

TOTALS  3,151  3,699  843  2,589  3,507  4,321  221  792  514  964 

5.4 Customer Required Projects

5.4.1 Overview   

Customer required projects are projects that have either been requested by customers to provide for their specific needs, or projects where the system demand has risen significantly due to the impact of growth from a specific customer. 

There are various processes for customer driven development based around the size of customer needs.  

Once a customer need is established concept options are developed. Needs for major customers are normally established by site visits and discussions. Tools such as load flow studies and fault analysis are used to develop the concepts. The network details, down to distribution transformer level, are stored and regularly updated on the ETAP network analysis programme to assist with the process.  

Once viable options are determined high‐level costs are estimated and the advantages and disadvantages of each option are articulated. This will include customer consultation so that the benefits of each option can be accurately assessed by the customer. These discussions are used to determine a number of things, including the amount of future‐proofing a developer or industrial customer wants to fund.  

Currently TLC has a range of customer driven projects that are in various stages of consultation.  TLC has estimated costs for these projects but in most cases these are provisional estimates prior to detailed scoping and design.   

5.4.2 Key Projects  

The most significant project is the addition of a third 110/33kV transformer at the Hangatiki GXP.  This project is driven by the incremental load growth from the Taharoa mine which has increased from less than 10MVA to 15MVA over the past five years.  This has pushed system demand above the firm capacity of Transpower’s Hangatiki substation and in response TLC has commenced a project to upgrade the Hangatiki GXP by adding a third 20MVA transformer.  This transformer will be located at the Transpower substation but will be owned and operated by TLC. 

Other customer driven projects include incremental demand from industrial processing (milk and limestone), the Ruapehu ski‐fields, and expansion of the Mokai Energy Park. 

5.4.3 Key Investment Projects 

Table 5.4.3: Summary of Key Customer Driven Investments 

Project Name  Investment Need  Est. Cost 

($ 000’s) 

Timing (FY) 

Hangatiki GXP Upgrade 

Install a new 20/30MVA 110/33kV transformer to boost capacity at Hangatiki GXP 

5,000  2018 ‐ 2019 

 

 Capital Project Planning and Delivery | 86

Project Name  Investment Need  Est. Cost 

($ 000’s) 

Timing (FY) 

Otorohanga West Zone Substation 

We are in early planning stages for a new substation to support industrial growth in the western side of Otorohanga..  Our provision estimate is subject to final design, land access and easement confirmation which may significantly adjust the costs indicated 

1,675  2019 ‐ 2020 

Ruapehu Ski Field Development 

Significant development is being undertaken by Ruapehu Alpine Lifts (RAL) to increase infrastructure on the Whakapapa and Turoa ski‐fields.  This is likely to drive a significant increase in peak demand for electricity within a 2‐4 year period.  Several options are being considered by both TLC and RAL, to support this development.  We have nominally assigned $1.9m over a five year period to support this project but this could increase depending on the final technical option decided 

1,900  2019 ‐ 2022 

Mokai Development  Increase firm supply to the Mokai Energy Park  1,600  2019 – 2020 

General New Connections and Upgrades 

Investment required for new connections and upgrades for customer step‐load changes. This is a provision based on historical levels 

5,758  2019 ‐ 2028 

Taharoa Expansion  A number of changes are being undertaken at the Taharoa mine.  These include relocating some assets as well as adding additional assets to lift capacity and strengthen security of supply.  Some of these options are in very early planning and as such have not yet been incorporated into our capital planning at this time 

268  2020 

5.4.4 Total Customer Required Investment 

Table 5.4.4: Summary of Total Customer Required Investment – 10 Years 

$ 000’s  2019  2020  2021  2022  2023  2024  2025  2026  2027  2028 

Consumer Connection 

Customer Specific  4,555  3,193  1,595  967  700  700  700  700  700  700 

General New Connections and Upgrades 

381  381  381  381  381  381  381  381  381  381 

Asset Relocation  12  12  12  12  12  12  12  12  12  12 

TOTALS  4,948  3,586  1,988  1,360  1,093  1,093  1,093  1,093  1,093  1,093 

   

 

 Capital Project Planning and Delivery | 87

5.5 Summary of Network Capex

The following chart summarises the total network capital expenditure for the next 10 years. 

Figure 5.5: Network Capital Investment 

 

5.6 Non-Network Asset Capex

Non‐network capital investment includes work that is not specifically related to network assets, but is required for business support, efficiency or business improvement. 

5.6.1 Key projects 

Non‐Network capital expenditure is focused in the following areas: 

Office Building This investment is centered on establishing a new head office and control building. This is primarily driven by the low earthquake resilience of the current building and the comparatively high cost to renovate the current building to meet current standards.  Secondary benefits will be the creation of a modern working environment that will promote a higher degree of interaction between teams and assist in attracting and retaining high calibre staff. 

Vehicles Ongoing replacement of vehicle fleet. 

Field and Data Systems This covers upgrades to existing software and the development of new systems and major hardware replacements.  In particular TLC is seeking to make better use of its core systems that support its asset management processes.  These include integrating systems from plan‐to‐field.  Specifically TLC is seeking to deploy advanced field tools (i.e. tablets) and integrate these with its asset management (BASIX) and GIS systems. 

Electric Vehicle (EV) Charger Project TLC has received funding from the EECA to deploy EV chargers on our network. The project includes installing up to 100 cloud‐connected 9kW or 22kW EV chargers to assist in establishing of a publicly accessible charging network supporting tourism across the King Country region. The intent is to address inherent and significant gaps in existing charging coverage. The project will require engagement with the community to gather support and a 

0

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

14,000

16,000

18,000

20,000

2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028

$ 000's

Financial Year

Network Capital Expenditure

Network Development Programme Asset Renewal Programme Customer Required Projects

 

 Capital Project Planning and Delivery | 88

minimum deployment volume.  It is possible that this project could materially increase (i.e. may be expanded into a multi‐year initiative) given sufficient community interest, or materially reduce if not adequately supported. 

Plant and Equipment Covers the replacement and acquisition of new inspection and testing equipment. 

Table 5.6.1: Summary of Total Non‐Network Capital Expenditure – 10 years 

$ 000’s  2019  2020  2021  2022  2023  2024  2025  2026  2027  2028 

Non‐System Fixed Assets ‐ Routine 

Vehicles  150  86  86  86  86  86  86  86  86  86 

Data Systems  50  141  197  197  30  30  30  30  30  30 

Plant and Equipment  35  35  35  35  35  35  35  35  35  35 

Non‐System Fixed Assets ‐ Atypical 

Office Building  300  3100                 

Electric Vehicle Charger Project 

250                   

TOTALS  785  3,362  318  318  151  151  151  151  151  151 

Figure 5.6.1:  Non‐Network Capital Expenditure 

 

   

 ‐

 500

 1,000

 1,500

 2,000

 2,500

 3,000

 3,500

 4,000

2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028

$ 000's

Financial Year

Non‐Network Capital Expenditure

Vehicles Data Systems

Eng & Asset Capital ‐ Office Area Eng & Asset Capital ‐ Vehicle Replacements

EV Charger Project Office Building

 

 Capital Project Planning and Delivery | 89

5.7 Capital Expenditure Summary

Table 5.7: Summary of Total Capital Expenditure – 10 years 

$ 000’s    2019  2020  2021  2022  2023  2024  2025  2026  2027  2028 

Network   

Asset Renewals  9,493    9,133   10,971   10,268    8,886    8,364   11,439   10,362    8,835    8,681  

Customer Required  

4,948  3,586  1,988  1,361  1,093  1,093  1,093  1,093  1,093  1,093 

Network Development  

 3,151    3,699    843    2,588    3,506    4,320    220    792    514    965  

Non‐Network 

Routine  235  261  317  317  261  151  151  151  151  151 

Atypical  550  3,100  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐ 

Total   18,377  19,779  14,119  14,534  13,746  13,928  12,903  12,398  10,593  10,890 

Figure 5.7: All Capital Expenditure 

 

5.8 New Technologies

TLC is actively monitoring the development of new technologies that may emerge as compelling options for alternative means of supply.   

TLC has a distributed generation policy in place to support the connection on distributed generation to our network by our customers.  The policy describes the technical requirements of our network, and the technical standards by which distributed generation must comply.  

Our  observation  at  the  current  time  is  that  battery  and  solar  technologies  as  alternative  supply  options  remain economically  marginal  for  general  supply  services,  but  are  increasingly  reaching  economic  viability  in  targeted 

 ‐

 5,000

 10,000

 15,000

 20,000

 25,000

2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028

$ 000's

Financial Year

All Capital Expenditure

Asset Renewals Customer Required Network Development Non‐Network Routine Non‐Network Atypical

 

 Capital Project Planning and Delivery | 90

applications.   Other  technological developments  such as electric  vehicles and  their  charging  infrastructure are being actively pursued by TLC and are considered to be key enablers for future regional economic and environmental prosperity.   

The rapid advance of new technology is expected to impact the economic lives of more traditional distribution assets as customers invest in providing their own energy supplies using photovaic and batteries.  In these circumstances it may be necessary to accelerate depreciation on assets that become displaced or stranded to ensure that costs are adequately recovered.  

At present TLC has not undertaken scenario analysis of the impact new technologies may impose.  However we expect that technology impact analysis will become a necessary part of our asset management planning process in the near term as the economic viability of these options continues to improve. 

5.9 Capability to Deliver

The plan for FY 19 is achievable because the underlying human resource reliant budget for this work is approximately in line with prior years completed work. 

The main contributors to that outcome are: 

•  The Hangatiki project is fully outsourced; 

•  Most other large customer related projects will be outsourced; 

•  The Te Waireka project includes 0.86m of transformer purchases; 

•  The ground mount transformer safety renewal programme is outsourced; 

•  TLC has the option to outsource some of its line renewal or other work if resource constrained. 

5.10 Summary of Key Assumptions

The key assumptions that may materially impact this plan are outlined below: 

Table 5.10: Summary of Key Assumptions 

Asset Renewals 

11kV cable renewals  A technical solution for the Ruapehu cable upgrade is yet to be finalised with stakeholders.  Material uncertainties may arise from formalisation of a design. 

Line Renewal programme 

Data cleansing of historic records (i.e. clarifying default dates), and further condition analysis work does not result in a significant departure from our line renewal expenditure plan. 

Zone substation renewals 

Finalisation of designs for remedial substation development to meet seismic regulations does not result in a significant departure from our expenditure plan. 

Network Development 

Whakamaru Zone Substation 

Current uncertainties relating to the planned zone substation to supply Whakamaru (i.e. access to land and any required easements) does not result in a significant departure from our expenditure plan. 

Ohakune alternative supply (220kV) 

An alternative supply point for Ohakune is agreed with Transpower and remains within our planned cost envelope. 

Customer Required Projects 

Ruapehu ski field development 

A project is formalised with our customers for planned upgrades to support ski‐field infrastructure growth on the Ruapehu ski‐fields, and the expenditure remains approximately in line with plan.   Material uncertainties may arise from formalisation of a design and developing customer needs. 

 

 Capital Project Planning and Delivery | 91

Asset Renewals 

Otorohanga West Zone Substation 

A project is formalised with our customers for a new substation to support industrial growth in the western side of Otorohanga. Material uncertainties may arise from formalisation of a design and developing customer needs.  

Tahaora mine site expansion and works 

Planned upgrades at the Taharoa mine are formalised with our customers and expenditure remains approximately in line with plan.  Material uncertainties may arise from changes to design and developing customer needs. 

Non Network 

EV Charger Project  TLC (with EECA) receives sufficient community support to deploy EV charges on its network under the project criteria.   

 

 

 

 Operations and Maintenance | 92

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Operations and

Maintenance

 

 Operations and Maintenance | 93

6. Operations and Maintenance Chapter Overview 

This chapter explains the operation and maintenance of our electricity assets. It aims to ensure the safe and reliable performance of our assets over their expected lives. It outlines the planning process for maintenance, vegetation management. and system operations and support activities; how we establish our budgets, and describes how we deliver our operations and maintenance tasks.  

6.1 Operations and Maintenance Objectives

Operations and maintenance is an essential part of the asset management process. TLC continually seeks to improve the approach taken to delivering work across the network. This includes: 

Assurance that the preventive maintenance strategy continues to provide essential information about the health of the assets, manage down preventable defects and meet all statutory obligations. 

Minimisation of breakdown rates of the assets and adjustment of the services delivery or recommendations on asset renewal where the condition of the assets represents a high probability of failure. 

Assurance of timeliness of response to urgent work. 

Optimisation of scheduled work, including balancing resource commitments between capital projects, preventive maintenance programmes and faults. 

Assurance that the personnel delivering services are suitably trained and experienced to be safe in their work and assure high quality for each job. 

Assurance that systems remain appropriate to enabling efficient work management and reporting. 

6.2 Operations and Maintenance Planning

Operational expenditure work consists of: 

Asset Maintenance.  

o Preventive maintenance (generated by the BASIX work management system) including: 

Scheduled inspections of assets. 

Scheduled repairs and improvement work. 

Scheduled corrective maintenance to repair defects as they emerge. 

o Reactive maintenance for responding to faults. 

Vegetation management. 

Business, system operation and network support. 

6.2.1 Asset Maintenance 

Asset maintenance includes both (planned) maintenance and reactive (unplanned) maintenance. 

Preventive Maintenance 

The intent of planned maintenance is to prevent or minimize risk of failure by removing or reducing failure causes before they accumulate to create fault.  Preventive maintenance includes inspections of assets, repairs and correction of known defects. 

 

 Operations and Maintenance | 94

Planned maintenance begins at the annual planning stage where an inspection schedule is renewed or developed and the work costed for budgetary approval.  Following approval of the expenditure, work packs are developed that include detailed instructions for field staff to carry out the planned inspections or maintenance work.  Resources are then scheduled to ensure the work can be carried out within the planning year. 

When complete, each job is reviewed and assessed to consider what additional improvements or changes can be made to the maintenance plan to further minmise risk of failure in the future. 

Preventive maintenance activities are scheduled annually based on the current understanding of asset condition and performance requirements for the planning period.  These activities are incorporated into the annual works plan.  Planned maintenance activities are scheduled to avoid resource constraints during peak work times, which often see this work carried out during winter when land access for renewal work is constrained. 

The preventive maintenance plan outlines the visual inspection for overhead lines, distribution switches, ground mounted transformers and zone substations. It is also used to monitor the condition of power transformers with regular condition tests.  Currently our pole inspections are time rather than condition or risk driven presenting an opportunity for improvement in the pole inspection regime. 

Preventive vegetation management programme also links to maintenance with a third of the sub‐transmission and distribution network inspected every year by helicopter.  This allows targeted trimming of trees before they encroach on the regulatory growth limits. 

Reactive Maintenance 

Reactive maintenance refers to the repair of faults, as well as urgent unplanned work that may be required to avoid a safety or environmental issue, or prevent an imminent failure. 

Reactive maintenance cannot usually be scheduled and is highly dependent on weather events such as storms or high winds which create conditions that can lead to a failure, e.g. wind loading, tree‐fall, lightning and car‐hits‐pole events.  Reactive maintenance uses the same engineering and field staff as planned maintenance and capital works. When it occurs it necessarily breaks into and takes priority over the work schedule.  As a result work scheduling continually changes to cater for unplanned events.  

An overview of how this work is managed is provided below.  Each category of work should be captured separately in the work flow to report the labour requirement and costs of each. This then assists with understanding the optimality of the maintenance strategy. 

Figure 6.2.1 Maintenance Workflow 

 

 

 Operations and Maintenance | 95

Preventive Maintenance Schedule 

The preventive maintenance schedule sees that routine work scheduled to ensure our assets remain safe, reliable and compliant.  The maintenance schedule also seeks to achieve a time‐relevant understanding of the asset condition in order to enable renewal or improvement works at the optimal time.  TLC’s preventive maintenance schedule is outlined below. 

Overhead Structure and Conductors Key Risks 

Key risks for overhead structure and conductors include: 

Public safety risk from vehicles colliding with the poles resulting in uncontrolled exposure to live conductors  

Insulator failures 

Flashover and earth faults caused by animals (birds, opossums etc) 

Flashover caused by contact with trees or wind‐blown debris 

Public or staff injury from pole collapse caused by rotten pole structure or loss of pole stay wires 

Pole, insulator or conductor damage caused by lightning strike 

Maintenance Undertaken 

Maintenance is centered on conducting visual inspections to identify existing or potential problems which may cause future failures 

Asset Class  Frequency  Scope of Work 

Sub‐transmission Lines  12 monthly  Helicopter patrols   

11 kV and Low Voltage Lines 

18 monthly 

3 yearly  

Drive or foot patrol 

Helicopter patrols ‐ Hazard  

11 kV Structure and Conductors  

15 yearly  A full inspection programme including pole testing 

Cables Key Risks 

Key risks for cables are: 

For Mt Ruapehu ski‐field cables public safety and reliability risk caused by rock and snow groomer damage   

Mechanical damage from third party excavations  

Cable joint failures 

Maintenance Undertaken 

Maintenance includes visual inspections of over‐ground cables, and repairs as issues are identified.   

Asset Class  Frequency  Scope of Work 

Cables (ski‐field areas) 

 

12 monthly  Foot patrols through the low valley areas, stream beds, rock movement areas, in/around tracks and high hazard areas 

Other Cables   3 yearly   Foot patrols of cables and visual inspections of till box integrity 

Pillar Box Terminations  5 yearly  Inspection  

    

 

 Operations and Maintenance | 96

Pole Mounted Distribution Switches Key Risks 

Key risks for pole mounted distribution switches are: 

Staff injury from flashover caused by failed switch mechanisms 

In service failure resulting in outage 

Maintenance Undertaken 

Asset Class  Frequency  Scope of Work 

Remote Switchgear Operation  

12 monthly  Operational check of remote controlled switchgear overhead 

Overhead Remote Switch Battery Change  

3 yearly   Change the battery on all remote switch control units. Check alarms. Visual inspection 

Oil Recloser Oil Change   3 yearly  

Operation count 

Recloser refurbishment at workshop 

Ground Mounted Distribution Transformers and Switches Key Risks 

Key risks for ground mounted distribution transformers and switches are: 

Staff injury from flashover or explosion caused by failed switch mechanisms 

Electrocution risk when working on ground mount transformers with exposed conductors (in wooden and tin sheds) 

Environmental damage caused by uncontained oil spills 

Operational failure caused by deterioration of paper insulation of the windings. 

Maintenance Undertaken 

Asset Class  Frequency  Scope of Work 

Transformers  5 yearly   Inspection  

Distribution Substations   2 monthly  Visual Inspection. Check, record value and reset MDIs at selected distribution substations 

GM Oil Filled HV Switch Service 

12 monthly  Service oil switches and check operation 

Voltage Regulators Key Risks 

Key risks for voltage regulators are: 

Environmental risk caused by fire damage or uncontained oil spills 

Public safety risk caused by compromised fencing and barriers 

Injury to staff and public from flashover and explosion caused by faulty equipment 

Maintenance Undertaken 

Asset Class  Frequency  Scope of Work 

Regulator Inspection  12 monthly  Visual inspection 

Regulator Thermal Image Survey  

12 monthly  Thermal image survey of regulator and all associated equipment and connections 

Regulator Controller Test   12 monthly  Operation and alarm test. 

Regulator Internal Inspection 

200,000 operations 

Internal inspection and change oil in regulators 

 

 Operations and Maintenance | 97

Zone Substation Buildings and Grounds  Key Risks 

Key risks for zone substation buildings and grounds are: 

Substation and environmental risk caused by fire damage or uncontained oil spills 

Public safety risk caused by compromised fencing and barriers 

Water and condensation damage to control circuitry 

Maintenance Undertaken 

Asset Class  Frequency  Scope of Work 

Buildings and Grounds  2 monthly  Inspection and minor repairs without requiring outage  

Zone Substation Power Transformers 

Key Risks 

Key risks for zone substation power transformers are: 

Environmental damage caused by uncontained oil spills 

Operational failure caused by deterioration of paper insulation of the windings or manufacturing defect. 

Flashover caused by wind‐blown debris 

Failure caused by windings and packing become loose and wet with age.  

Failure caused by fault currents that cause movement and localised heating.  

Failure caused by movement which can deform windings and create localised heating, resulting in ionisation of moisture in the transformer windings. 

Maintenance Undertaken 

Asset Class  Frequency  Scope of Work 

Visual Inspection   2 Monthly  Routine visual equipment inspections and checks 

Thermal Imaging   12 Monthly  Thermal imaging  

Transformer Oil Test  2 Yearly  Test oil for acidity, power factor, breakdown voltage, moisture content, interfacial tension, colour and dissolved gas analysis (DGA). Furan reading for insulating paper analysis 

Tap Changer Service   5 yearly  Clean out tap changer to ensure free of arc products and deposits. Replace insulating oil. Check contact alignment and correct operation of tap changer 

Transformer Maintenance  5 yearly  Close visual inspection, insulation resistance, impedance and Winding Capacitance and power factor test, Buchholz and pressure relief operational test, temperature gauge check, Neutral Earth Resistor test 

Test Zone Substation Earthing System 

15 years  Test zone substation earth mats. Test bonding of equipment and structure 

    

 

 Operations and Maintenance | 98

Zone Substation 33kV Switchgear Key Risks 

Key risks for zone substation 33kV switchgear are: 

Injury to staff and public from flashover and explosion caused by faulty equipment 

Injury to staff from inadvertent operation of unsafe‐to‐operate SDAF switchgear 

Injury to staff from incorrect identification and operation of switchgear 

Maintenance Undertaken 

Asset Class  Frequency  Scope of Work 

Inspection    12 Monthly  Routine visual equipment inspections and checks including thermal imaging  

Outdoor 33kV Vacuum and SF6 Circuit Breaker servicing 

5 Yearly  Circuit breaker timing and operational test. Visual inspection of switchgear condition Check SF6 gas pressure 

Outdoor Oil Circuit Breaker major servicing 

5 Yearly  Circuit breaker timing and operational test. Visual inspection of switchgear condition. Breaker service Oil change. Inspect contact. 

Indoor Switches   2 Monthly  Routine visual equipment inspections and checks. 

Thermal Image and Partial Discharge testing 

2 Monthly  Thermal imaging and partial discharge diagnostic tests 

Indoor 11kV Oil Circuit Breaker major servicing 

3 Yearly  Circuit breaker timing and operational test. Visual inspection of switchgear condition. Breaker service Oil change. Inspect contact 

Indoor 11kV Vacuum and SF6 Circuit Breaker servicing 

5 Yearly  Circuit breaker timing and operational test. Visual inspection of switchgear condition. Check SF6 gas pressure 

Field 33kV Switchgear Key Risks 

Key risks for field 33kV switchgear are: 

Injury to staff and public from flashover and explosion caused by faulty equipment 

Injury to staff from incorrect identification and operation of switchgear 

In‐service failure resulting in outage 

Maintenance Undertaken 

Asset Class  Frequency  Scope of Work 

Routine Equipment Inspections 

12 monthly  Routine visual equipment inspections and checks including thermal imaging 

Outdoor 33kV Vacuum and SF6 Circuit Breaker Servicing 

5 yearly  Circuit breaker timing and operational test. Visual inspection of switchgear condition. Check SF6 gas pressure 

Outdoor Oil Circuit Breaker Major Servicing 

3 yearly  Circuit breaker timing and operational test. Visual inspection of switchgear condition. Breaker service Oil change. Inspect contact 

    

 

 Operations and Maintenance | 99

Outdoor current and voltage transformers Key Risks 

Key risks for outdoor current and voltage transformers are: 

Arc flash and / or failure caused by wind‐blown debris 

Failure or environmental damage caused by oil leaks 

Maintenance Undertaken 

Asset Class  Frequency  Scope of Work 

Routine Inspections and Checks 

12 monthly  Routine visual equipment inspections and checks, including thermal imaging  

33kV Oil Filled Voltage Transformers and Current Transformers 

3 yearly  Insulation resistance test. Oil change. 

Other assets  Maintenance Undertaken 

Asset Class  Frequency  Scope of Work 

SCADA and Communications 

   

Radio Site Checks  3 yearly  Visual inspection, battery charger and battery impedance tests 

Auxiliary Supplies     

Battery Maintenance  12 monthly  Battery impedance test and charger test. Visual inspection 

Protection Relays     

Routine Inspections and Checks 

12 monthly  Routine visual equipment inspections and checks 

Protection Testing for Electromechanical/Static Relays 

5 yearly  Secondary injection tests and check operation 

Protection Testing for Numerical Relays 

5 yearly  Secondary injection tests and check operation 

Protection Review    Relay attributes check including settings, standards, discrimination and records checks. Check for the impact of any changes in the Network 

6.3 Vegetation Management

Our network crosses through dense vegetation and forested areas.  TLC has a high exposure to faults resulting from tree fall, particularly during storm events.  We invest significantly in vegetation management to maintain reliable supply to our rural customers.   

Vegetation management involves tree trimming and removal, inspections to determine the amount of work required and liaising with tree owners regarding the work needed on their property.  

The issues and solutions associated with our vegetation management are summarised in the table below:  

   

 

 Operations and Maintenance | 100

Table 6.3: Summary of Issues and Solutions Associated with Vegetation Management 

Issues   Steps to Address 

Landowners Planting under Lines.   3 yearly patrols following up on new plantings 

Trees that Breach the Fall Distance.   Charging landowners for problems caused by trees that breach the fall distance if the tree does fall through lines 

Landowners Not Complying with Tree Regulations.  

Strict follow up on notices 

Account follow up on any invoiced charges 

Legacy Issues.   Issues are addressed one at a time when problems occur. They are mostly associated with plantation owners and their desire to maximise forest production 

Forest Fires Started by Trees Falling Through Lines.  

Where a heightened risk of forest fire is known, inspection regimes of lines, trees and associated equipment are increased to assist in reducing the probability that a line fault could start a fire 

Vegetation control comprises a significant amount of TLC’s operating cost. Our tree strategy focuses on maintaining the areas where cutting had taken place within the prior four years and moving out into uncut areas in response to outage trends and areas with known problems.  TLC introduced three yearly helicopter patrols in 2006 covering the more remote uncut areas. Consequently most of these problem areas have now been addressed.   

It should be noted that on more remote parts of the network tree trimming is based on trimming for reliability rather than code.  

For the period we plan to maintain the current strategy and associated expenditure at a spend of approximately $980k per annum. 

6.4 Business Support, System Operation and Network Support

Business support, system operation and network support (SONS) relates mainly to our people and the business support functions for our operations and control functions.  This includes personnel expenses, professional fees for network support and related expenditure.  

Annual business support budget planning uses a combination of historical costs and trends to estimate the future costs associated with projected network growth and renewal.  

6.5 Total Forecasted Operational and Maintenance Expenditure

The 10‐year maintenance expenditure forecast is provided in the table below: 

   

 

 Operations and Maintenance | 101

Table 6.5: Summary of all Operational and Maintenance Expenditure – 10 years 

$ 000’s    2019  2020  2021  2022  2023  2024  2025  2026  2027  2028 

Maintenance   

Preventive Expenditure  

1,199   1,199   1,199   1,199   1,199   1,199   1,199   1,199   1,199   1,199  

Reactive Expenditure 

1,165   1,165   1,165   1,165   1,165   1,165   1,165   1,165   1,165   1,165  

Asset Replacement and Renewal 

Planned Expenditure 

190   190   190   190   190   190   190   190   190   190  

Vegetation Management   

Planned Expenditure 

984   984   984   984   984   984   984   984   984   984  

System Operation and Network Support (SONS) 

Planned Expenditure 

2,520   2,529   2,535   2,540   2,549   2,558   2,568   2,582   2,591   2,601  

Business Support 

Planned Expenditure 

6,143   5,938   5,707   5,468   5,422   5,439   5,453   5,472   5,492   5,511  

Total   12,201   12,005   11,780   11,546   11,509   11,535   11,559   11,592   11,621   11,650  

Figure 6.5: Summary of All Operational Expenditure 

 

The forecast decrease in expenditure from year three onwards is due to operational efficiencies following the implementation of the new Time of Use pricing. 

 

 ‐

 2,000

 4,000

 6,000

 8,000

 10,000

 12,000

 14,000

2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028

$ 000's

Financial Year

Operational Expenditure

Preventive Maintenance Reactive Maintenance

Asset Replacement and Renewal Vegetation Management

System Operations and Network Support Business Support

 

 Summary of Expenditure & Forecasts | 102

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Summary of Expenditure & Forecasts

 

 Summary of Expenditure & Forecasts | 103

7. Summary of Expenditure and Forecasts Chapter Overview 

This chapter provides a summary of the expenditure forecasts discussed in previous chapters. 

7.1 Capital Expenditure

Our Capital Expenditure forecasts are based on the following assumptions: 

Nominal costs (labour and materials) are assumed to be stable over the planning period. 

Capital contributions have been deducted from the expenditure forecasts. 

Unless otherwise stated the forecasts are presented in nominal terms, i.e. they are not inflation adjusted. 

Table 7.1(a): Total Asset Renewal Investment  

$ 000’s  2019  2020  2021  2022  2023  2024  2025  2026  2027  2028 

Asset Replacement and Renewal 

11kV Switch Renewal  54  ‐  ‐  590  93  103  ‐  ‐  ‐  ‐ 

General Network Equipment Renewals 

327  327  327  327  327  327  327  327  327  327 

SCADA and Radio  652  81  182  81  212  81  212  81  81  81 

33kV Switchgear Renewal 

‐  ‐  ‐  ‐  95  ‐  95  ‐  ‐  ‐ 

Zone Substation Renewals 

303  1,155  70  1,000  1,000  ‐  285  ‐  ‐  ‐ 

Power Transformer Renewals 

150  105  ‐  ‐  ‐  ‐  210  ‐  ‐  ‐ 

Ground Mount Transformer Renewals 

‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  53  ‐  ‐  ‐ 

11kV Line Renewals  3,489  3,073  4,395  2,788  2,560  4,429  5,925  6,204  6,511  6,047 

33kV Line Renewals  1,205  2,409  1,568  2,061  1,098  444  1,161  753  621  720 

LV Line Renewals  1,203  449  1,173  534  1,058  1,834  1,966  2,226  1,084  1,241 

11kV Cable Renewals  500  ‐  1,618  1,618  1,618  118  118  433  118  118 

LV Cable Renewals  ‐  ‐  ‐  ‐  571  337  399  ‐  ‐  ‐ 

Other Reliability, Safety and Environment 

11kV Switchgear ‐ Safety Driven Renewal 

261  ‐  ‐  329  ‐  160  ‐  ‐  ‐  ‐ 

33kV Line ‐ Safety Driven Renewal 

‐  ‐  ‐  ‐  ‐  394  ‐  ‐  ‐  ‐ 

Zone Substation Development 

420  ‐  67  ‐  110  53  483  53  53  95 

Supply Point Development 

190  ‐  105  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐ 

Two Pole Structure Replacement Programme 

29  22  78  78  145  85  158  286  40  ‐ 

 

 Summary of Expenditure & Forecasts | 104

$ 000’s  2019  2020  2021  2022  2023  2024  2025  2026  2027  2028 

Ground Mount Transformer Safety Renewal Programme 

710  1,512  1,386  861  ‐  ‐  47  ‐  ‐  53 

Table 7.1(b): Total Network Development Investment 

$ 000’s  2019  2020  2021  2022  2023  2024  2025  2026  2027  2028 

System Growth 

11kV Development  802  1,264  135  765  564  82  ‐  135  ‐  236 

Voltage Regulation  ‐  ‐  126  114  114  110  ‐  ‐  114  228 

33kV Development  190  1,250  ‐  820  662  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐ 

Zone Substation Development  105  105  ‐  ‐  205  2,455  158  ‐  ‐  ‐ 

Supply Point Development  ‐  1,000  300  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐ 

Quality of Supply 

11kV Reliability and Security Development 

‐  80  120  180  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐ 

11kV Switchgear Automation  235  ‐  45  342  492  414  63  463  400  500 

33kV Reliability Development  204  ‐  64  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐ 

Zone Substation Security of Supply Development 

1,615  ‐  ‐  ‐  210  ‐  ‐  194  ‐  ‐ 

Supply Point Security of Supply Development 

‐  ‐  53  368  1,260  1,260  ‐  ‐  ‐  ‐ 

Table 7.1(c): Total Customer Required Investment  

$ 000’s  2019  2020  2021  2022  2023  2024  2025  2026  2027  2028 

Customer Specific  4,555  3,193  1,595  967  700  700  700  700  700  700 

General New Connections and Upgrades 

381  381  381  381  381  381  381  381  381  381 

Asset Relocation  12  12  12  12  12  12  12  12  12  12 

Table 7.1(d): Total Non‐Network Investment  

$ 000’s  2019  2020  2021  2022  2023  2024  2025  2026  2027  2028 

Office Building  300  3,100  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐ 

Vehicles  150  86  86  86  86  86  86  86  86  86 

Data Systems  50  141  197  197  141  30  30  30  30  30 

EV Charger Project  250                   

Plant and Equipment  35  35  35  35  35  35  35  35  35  35 

The total capital expenditure for the 10‐year planning period is summarized in the following table: 

Table 7.1(e): Capital Expenditure  

 

 Summary of Expenditure & Forecasts | 105

$ 000’s    2019  2020  2021  2022  2023  2024  2025  2026  2027  2028 

Network   

Asset Renewals  9,493    9,133   10,971   10,268    8,886    8,364   11,439   10,362    8,835    8,681  

Customer Required  

4,948  3,586  1,988  1,361  1,093  1,093  1,093  1,093  1,093  1,093 

Network Development  

 3,151    3,699    843    2,588    3,506    4,320    220    792    514    965  

Non‐Network 

Routine  235  261  317  317  261  151  151  151  151  151 

Atypical  550  3,100  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐ 

Total   18,377  19,779  14,119  14,534  13,746  13,928  12,903  12,398  10,593  10,890 

 Figure 7.1: All Capital Expenditure 

 

7.2 Operational Expenditure

Our Capital Expenditure forecasts are based on the following assumptions: 

Nominal costs (labour and materials) are assumed to be stable over the planning period. 

The operating and regulatory environment remains consistent with current experience. 

Unless otherwise stated the forecasts are presented in nominal terms, i.e. they are not inflation adjusted. 

Table 7.2: Operational Expenditure 

$ 000’s    2019  2020  2021  2022  2023  2024  2025  2026  2027  2028 

Maintenance   

Preventive Expenditure  

1,199   1,199   1,199   1,199   1,199   1,199   1,199   1,199   1,199   1,199  

Reactive  

Expenditure 

1,165   1,165   1,165   1,165   1,165   1,165   1,165   1,165   1,165   1,165  

Asset Replacement and Renewal 

 ‐

 5,000

 10,000

 15,000

 20,000

 25,000

2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028

$ 000's

Financial Year

All Capital Expenditure

Asset Renewals Customer Required Network Development Non‐Network Routine Non‐Network Atypical

 

 Summary of Expenditure & Forecasts | 106

$ 000’s    2019  2020  2021  2022  2023  2024  2025  2026  2027  2028 

Planned Expenditure 

190   190   190   190   190   190   190   190   190   190  

Vegetation Management   

Planned Expenditure 

984   984   984   984   984   984   984   984   984   984  

System Operation and Network Support (SONS) Planned Expenditure 

2,520   2,529   2,535   2,540   2,549   2,558   2,568   2,582   2,591   2,601  

Business Support Planned Expenditure 

6,143   5,938   5,707   5,468   5,422   5,439   5,453   5,472   5,492   5,511  

Total   12,201   12,005   11,780   11,546   11,509   11,535   11,559   11,592   11,621   11,650  

Figure 7.2: Operational Expenditure 

  

 ‐

 2,000

 4,000

 6,000

 8,000

 10,000

 12,000

 14,000

2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028

$ 000's

Financial Year

Operational Expenditure

Preventive Maintenance Reactive Maintenance

Asset Replacement and Renewal Vegetation Management

System Operations and Network Support Business Support

 

 Asset Management Performance | 107

 

   

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Asset Management Performance

 

 Asset Management Performance | 108

8. Asset Management Performance Chapter Overview 

This chapter describes our performance targets for the AMP period 2018‐2027.  At the end of each focus area there is a commentary on our current performance. 

There are four areas of focus: 

Safety. 

Customer experience. 

Asset Performance.  

Cost Efficiency. 

The measures outlined in this chapter are based on the current state of our performance monitoring framework.  This framework is undergoing significant review to align it with the company’s new strategic direction and it is expected that the measures and targets will change materially as this work is completed.  Improvements that will contribute to these changes are identified in each of the categories below. Where appropriate the revised measures and targets will be represented in the 2019 Asset Management Plan. 

8.1 Safety

8.1.1 Overview 

Safety of our team, our customers and our community is of paramount importance to TLC.  We strongly believe that there is no job that is so important that it cannot be completed safely, and that incorporating safety into the design and operation of our assets is the best way to minimise the risk of harm to our team, our customers and our community.  Public safety continues to be a key consideration. 

Improvement initiatives 

An external review comparing TLC health and safety practices against industry peers has recently been completed. A two‐year roadmap has been developed which will focus on improving both our health and safety culture and performance.  We are currently revisiting our health and safety metrics and targets to align with industry best practice, however these have yet to be finalised and will be detailed in the 2019 Statement of Corporate intent and Asset Management Plan.   

Safety targets for the coming year are:  

That there are no notifiable incidents that lead to serious harm.  

There is steady improvement in lost time injuries. 

That there is continuous improvement in health and safety culture. 

Public Safety  

A large number of our assets are located within publicly accessible areas.  Our design standards incorporate public safety requirements and ongoing inspection and audit of our network ensures that these safety measures remain effective.  Areas deemed high public safety risks (e.g. schools, parks, community areas) are inspected on a more regular basis.  During execution of work on our assets, our teams are focused on ensuring that all risks and hazards are identified and managed in accordance with industry best practice.   

Our public safety target is zero public safety incidents. 

 

 

 

 Asset Management Performance | 109

8.1.2 Measures and Targets 

Table 8.1.2: Safety Targets 2019‐2028 

Safety Measures  2019  2020  2021  2022  2023  2024  2025  2026  2027  2028 

Lost Time Injuries (LTI)  Continued reduction from previous year’s LTI count 

Serious Harm Incidents  0  0  0  0  0  0  0  0  0  0 

Health and Safety Culture  Continual improvement in health and safety culture 

Public Safety Incidents  0  0  0  0  0  0  0  0  0  0 

8.1.3 Current Performance 

 Table 8.1.3: Safety Performance 2017 and 2018 

Safety Performance  2017  Forecast 2018 

   Target  Actual  Variance  Target  Actual  Variance 

        %      % 

Lost Time Injuries (LTI)  N/A  8  N/A  <8  5  37.5 

Serious Harm Injuries  0  0    0  0   

Health and Safety Culture  N/A  N/A  N/A  N/A  N/A  N/A 

Public Safety Incidents  0  0  0  0  0  0 

8.2 Customer Experience

8.2.1 Overview 

Our customers’ experience dealing with us and the service levels they receive from our network are key elements in how we operate our business.  We remain focused on ensuring that our network remains reliable and that when our customers contact us we respond in a timely and professional manner to resolve their queries.  We proactively engage our customers through regular customer clinics across the region. Through these we offer advice on improving energy efficiency within the home, tips on managing power bills and general information on the services that we offer as a company. We also solicit feedback on the level of service they receive from us at both a company and a network level. 

This year will see a significant change in our pricing methodology as we move from the historical demand‐based billing to the simpler and more transparent Time of Use approach.  Input was sought from our customers through direct contact, community meetings and trials in finalising the new approach. 

Improvement Initiatives 

A review of the measures we use to understand customer perception and satisfaction is currently underway.  Work is also underway to further quantify poor reliability asset groups and the underlying causes.  The 2019 Asset Management Plan will include targets on these items.  We expect that in the short term this will result in around two SAIDI minute reduction in unplanned outages. This will be used to bolster the planned outage allowance for the upcoming investment programme. 

We have classified our network into three groups to assist in managing its performance 

Total System Average Interruption Duration Index (SAIDI) 

Urban. 

Rural. 

Remote Rural. 

   

 

 Asset Management Performance | 110

8.2.2 Measures and Targets 

Table 8.2.2(a): Customer Minutes Targets by Customer Classification 

Measure   Total % of 

customers 

Customer minutes/1000 

  

 

2019  2020  2021  2022  2023  2024  2025  2026  2027  2028 

Urban   28%  1,703  1,703  1,703  1,703  1,703  1,703  1,703  1,703  1,703  1,703 

Rural    65%  4,349  4,349  4,349  4,349  4,349  4,349  4,349  4,349  4,349  4,349 

Remote Rural   8%  896  896  896  896  896  896  896  896  896  896 

Total  

6,948   6,948   6,948   6,948   6,948   6,948   6,948   6,948   6,948   6,948  

Table 8.2.2(b): Network Performance Targets 

Compliance SAIDI/SAIFI 

2019  2020  2021  2022  2023  2024  2025  2026  2027  2028 

Planned SAIDI  58.68  62.19  65.63  69.00  72.30  75.54  78.71  81.82  84.87  87.86 

Unplanned SAIDI  175.50  171.99  168.55  165.18  161.88  158.64  155.47  152.36  149.31  146.32 

Total SAIDI  234.18  234.18  234.18  234.18  234.18  234.18  234.18  234.18  234.18  234.18 

Planned SAIFI  0.87  0.92  0.97  1.02  1.07  1.12  1.17  1.21  1.26  1.30 

Unplanned SAIFI  2.6  2.55  2.50  2.45  2.40  2.35  2.30  2.26  2.21  2.17 

Total SAIFI  3.47  3.47  3.47  3.47  3.47  3.47  3.47  3.47  3.47  3.47 

8.2.3 Current performance 

Table 8.2.3(a): Customer Minutes Performance by Customer Classification 

Measure    

Total % of network customers 

  

Customer Minutes/1000 

2015  2016  2017  Forecast 2018 

Urban   28%  1,242  1,351  2,424  1,793 

Rural    65%  4,570  3,735  4,844  4,246 

Remote Rural   8%  1,016  730  786  1,052 

Total    6,828  5,816  8,054  7,092 

Table 8.2.3(b): Network Performance  

Compliance SAIDI/SAIFI  2016  2017  Forecast 2018 

Planned SAIDI  33.17  65.09  37.76 

Unplanned SAIDI  158.75  186.85  188.93 

Total SAIDI  191.92  251.94  226.69 

Planned SAIFI  0.20  0.43  0.25 

Unplanned SAIFI  3.19  2.95  3.25 

Total SAIFI  3.39  3.38  3.50 

 

 

 Asset Management Performance | 111

8.3 Cost Efficiency

8.3.1 Overview 

We aim to deliver service from a safe, reliable network to our customers in the most cost effective manner possible.  The widely varying nature of our network and its relatively low customer density provides a number of challenges in ensuring that costs remain well controlled.  This is primarily driven by the remoteness of (and subsequent access to) a large area of the network and the exposure to significant weather events given our geography. 

Improvement Initiatives 

A number of changes to the business processes around our works delivery are currently being implemented.  It is expected that these will deliver efficiencies in both the planning and execution of planned works.  As noted above a predictive risk framework will be implemented across our asset classes.  This is also expected to drive better cost efficiency as the risk/performance/cost trade‐off is better articulated at an asset level. 

Our cost efficiency targets are: 

Opex cost per Customer. 

Capital Delivery. 

8.3.2 Measures and Targets 

Table 8.3.2: Cost efficiency performance targets 2019‐2028 

8.3.3 Current Performance 

Table 8.3.3: Cost efficiency performance  

Cost efficiency  2015  2016  2017  Forecast 2018 

   Target  Actual  Var%  Target  Actual  Var %  Target  Actual  Var %  Target 

OPEX Cost per customer ($)  407  414  2%   427  461  8%   464  485  5%  488 

CAPEX ($M)  13,288   10,616   ‐20%  16,905   10,384   ‐39%  14,780   10,403   ‐30%  19,635 

8.4 Asset performance

8.4.1 Overview 

Performance of our assets is strongly influenced by the decisions we make in the design, construction, operation and maintenance of our assets.  Our focus is to ensure that our assets achieve or maintain performance levels at the lowest life cycle cost. 

Improvement Initiatives 

Our asset management processes are undergoing review and alignment with the ISO 55000 standard to ensure a consistent approach is applied to the management of our assets.  Incorporated in this will be the implementation of a risk‐based framework for our major asset classes.  This will be used to translate asset condition into risk and project future risk scenarios to ensure that maintenance and/or replacement works are carried out at the optimal risk/performance/cost point.  It is expected that the full implementation of this framework will take three years. 

The Asset Performance measurement used until the improvement initiatives are implemented are: 

GXP Load Factor. 

Transformer Utilisation. 

Measure  2019  2020  2021  2022  2023  2024  2025  2026  2027  2028 

OPEX Cost per customer ($)  502  504  504  504  513  525  536  549  561  574 

CAPEX performance %  ± 10%  ± 10%  ± 10%  ± 5%  ± 5%  ± 5%  ± 5%  ± 5%  ± 5%  ± 5% 

 

 Asset Management Performance | 112

8.4.2 Measures and Targets 

Table 8.4.2: Asset Performance Targets 2019‐2028 

Measure  2019  2020  2021  2022  2023  2024  2025  2026  2027  2028 

Load factor at GXPs  >60%  >60%  >60%  >60%  >60%  >60%  >60%  >60%  >60%  >60% 

Total Transformer Utilisation  >35%  >35%  >35%  >35%  >35%  >35%  >35%  >35%  >35%  >35% 

8.4.3 Current Performance 

Table 8.4.3: Asset Performance 2017 and 2018 

Asset Performance Objectives 

2017  Forecast 2018 

Target  Actual  Var %  Target  Actual  Var% 

GXP Load Factor  60%  58%  (3%)  60%  67%  12% 

Transformer Utilisation  35%  33%  (6%)  35%  28%  (20%) 

 

 

 

 Continual Improvement | 113

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Continual Improvement

 

 Continual Improvement | 114

9. Continual Improvement Chapter Overview 

This chapter explains how our current asset management performance is assessed to identify gaps to drive our improvement programme. 

9.1 Assessment of Asset Management Performance

9.1.1 Asset Management Maturity Assessment Tool (AMMAT) 

The Asset Management Maturity Assessment Tool is a prescribed group of questions set by the Commerce Commission that all electricity distributors in New Zealand must use to assess our asset management capability. 

The AMMAT tool is a self‐assessment comprising 31 questions that are grouped into six key areas.  The questions relate to the key components of the PAS 55 standard framework for asset management and ranks our maturity level from 0 to 4.  We undertake this self‐assessment each year to track and report on our progress in asset management competency. 

The AMMAT tool informs us and stakeholders about the level of competency we believe we have reached at the time of assessment. We derive benefit from our internal discussions and views around the level of asset management capability and competency appropriate for our stakeholders and the identification of improvement opportunities.   

9.1.2 2018 AMMAT Assessment 

Our 2018 assessment is summarised below.  Overall, we believe our asset management performance and maturity is still developing, but we have made significant improvements since our last assessment in 2017.  This indicates that the initiatives we are undertaking to improve our business systems, structure, and asset management processes are beginning to take effect. 

We have a range of initiatives planned for the coming year that are intended to lift our understanding of our assets, their key risks and the way we manage our asset management workflow.  We are also continuing to progress our core asset management structure and processes. 

Figure 9.1.2 Asset Management Maturity Assessment 

 

   

 

 Continual Improvement | 115

9.1.3 AM Gaps to Maturity Level 3 

An assessment of each functional area of asset management shows the following gaps to competent (Maturity level 3): 

Table 9.1.3: AMMAT Improvement Opportunities 

ISO 55000 Section  Intermediate (Maturity Level 3 – Competent) 

2.1   AM Policy Development 

Wide engagement with Stakeholders and communication of TLC’s new strategy and policy 

Visible alignment between  the AMP strategy, AMP Objectives and AMP policy with other organisational plans and policies 

Development of a strategic asset management plan (a more technically in‐depth data and knowledge repository) to record and evaluate AMP planning at a granular level 

Expectations of each activity within the asset management teams clearly defined with detailed action plans, resources, responsibilities and timeframes 

Communication  of  the  Asset Management  Plan  to  TLC’s wider  stakeholder  group through this AMP document and other stakeholder communication channels 

2.2  Levels of Service and Performance Management 

Customer Group needs analysed 

Customers are consulted on significant service levels and options 

2.3   Demand Forecasting 

A range of demand scenarios is developed (e.g.: high/medium/ low) 

2.4   Asset Register Data 

Systematic and documented data collection process in place  

High level of confidence in critical asset data 

2.5   Asset Condition  Condition assessment programme derived from benefit‐ cost analysis of options 

Condition assessment of assets documented to allow review of key life cycle decisions and outcomes of Data validation process in place 

2.6   Risk Management  Risk Framework embedded in the organisation 

Risks categories are understood and applied consistently across asset groups 

Risks managed consistently across the organisation and reported consistently to the Senior Leadership Team and Board of Directors 

Outputs are systematically used as inputs to develop training and competency as these requirements are identified 

High‐focus risk actions are actively monitored 

3.1   Decision Making  Formal decision making and prioritisation techniques are applied to all operational and capital asset programmes within each main budget category.  

Critical assumptions and estimates are tested for sensitivity to results. 

3.2   Operational Planning 

Business continuity plans are developed and embedded as key procedural processes. 

Emergency response plans and business continuity plans are routinely reviewed and tested 

Documented incident and Root Cause Analysis (RCA) 

3.3   Maintenance Planning 

Contingency plans for all key maintenance activities 

Asset failure modes understood and recorded for future reference 

Frequency of major preventative maintenance optimised using benefit‐cost analysis 

Life Cycle Planning of all assets 

Maintenance Backlog Transparent 

3.4   Capital Works Planning 

Formal  options  analysis  and  business  case  development  are  completed  for major projects in the 3‐5 year period 

Processes  for Design, modification  and  procurement  documented  including  safety aspects 

 

 Continual Improvement | 116

ISO 55000 Section  Intermediate (Maturity Level 3 – Competent) 

3.5   Financial and Funding Strategies 

Asset revaluations have data confidence 

Ten year+ financial forecasts based on current comprehensive AMPS are supported by detailed assumptions / reliability factors 

Asset Expenditure easily linked to finance databases 

4.1   AM Teams  All  staff  in  the  organisation understand  their  role  in AM,  it  is defined  in  their  job descriptions, performance plans, performance  reviews and  they  receive  supporting training aligned to that role 

4.2   AM Plans  Effective customer engagement in setting Levels of Service 

Competent project and risk management techniques applied to major programmes 

4.3   Information Systems 

Input of Data at Source has a high confidence of accuracy 

More automated analysis reporting on a wider range of information 

Asset information systems plan in place 

4.4   Service Delivery Mechanisms 

Internal service level agreements in place with internal service providers 

Contracting approaches reviewed to identify best delivery mechanism 

Tendering / contracting policy in place 

Competitive tendering practices applied 

Prioritisation and resourcing is planned to deliver AMP 

4.5   Quality Management 

All processes documented to appropriate level of detail. (Inspection. Design, Auditing, Asset Planning, Life cycle, AMP) 

Ongoing auditing of Asset Management processes 

4.6   Improvement Planning 

Formal monitoring  and  reporting  on  the  improvement  programme  to  the  Senior Leadership Team  

Project briefs developed for all key improvement actions 

Continual  improvement activities  consider  cost,  risk, performance and condition of assets across their life cycle 

Options  analysis  routinely  undertaken  and  consideration  given  to  alternative technologies or non‐network solutions 

 

9.1.4 Communication and Participation 

A  key  area of  improvement has been TLC’s  communication of  its Asset Management Plan  and processes  across  the business.  This has been an outcome of our AMP review initiative that commenced in 2017, and has included a full process review  and  re‐development  of  our  asset management  policy  and  framework.    Staff  across  the  organisation  have participated in the review process as part of that development initiative. 

Our communication with  the wider stakeholder group has been by way of newsletters  to  the community, and direct engagement with our major customers, our Board and our Trust. 

9.1.5 Key Initiatives for Improvement 

The conclusion from this review is that we are making steady progress in our asset management maturity, but also that have many areas that we can further strengthen.  These will be key focal points for our further development. 

We have identified several areas for improvement which will be a key focus for our asset management development in the next 12 months.  These are outlined in the following table: 

   

 

 Continual Improvement | 117

Table 9.1.5: Planned AMMAT Improvement Initiatives 

Improvement Area  Key Initiatives 

Safety and Environmental Management 

Continue  to  develop  TLC’s  safety  and  environmental  processes,  and  cultural development  

Asset Management Process Development 

Continue development and documentation of asset management processes, including TLC’s  strategic  asset  management  plan,  which  underpins  this  Regulatory  Asset Management Plan.  

Risk Management  Embed the Risk Framework into the organisation. 

Consistently apply  risk management processes across  the organisation and  in asset management planning activities. 

Maintain a risk register that identifies and monitors management of high risks  

Emergency Response Planning 

Continue  development  of  emergency  response  and  business  continuity  plans,  and ensure they are routinely developed and tested.  

Capital Works Planning  Improve timeliness and quality of capital works design (work packs) 

Improve processes that enable formal options analysis, cost estimation and business case development for major projects 

Improve  processes  that  support  quality  design  and  project management  for  large complex projects that are atypical for the business, but are key deliverables in the short to medium term.   

Asset Management Team Development 

Continue  to  progress  the  structure  of  the  asset management  and  service  delivery teams  to  ensure  all  staff  have  a  clear  understanding  of  their  role  in  the  asset management process.   

Ensure these are defined in their job descriptions, performance plans and performance reviews. 

Ensure  team  members  are  equipped  with  the  necessary  tools  and  training  and management support to be effective in their role.  

Information Systems  Select and deploy automated field tools  

Integrate GIS and asset data systems  

Further develop asset data systems to provide asset condition and risk insights  

Service Delivery Mechanisms 

Further develop business scheduling and resource management systems 

Review and put  in place service  level agreements with  internal and external service providers. 

Develop integrated service delivery reporting mechanisms  

 

 

 

 

 Appendices | 118

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Appendices

 

 Appendices | 119

Appendix A: Glossary ABBREVIATION  DESCRIPTION 

ABS  Air Break Switch 

AHI  Asset Health Index 

AMMAT  Asset Management Maturity Assessment Tool 

AMP  Asset Management Plan 

CB  Circuit Breaker 

DGA  Dissolved Gas Analysis 

DNO  Distribution Network Operators 

EDB  Electricity Distribution Business 

EV  Electric Vehicle 

GIS  Geographic Information System 

GWh  Gigawatt Hour 

GXP  Grid Exit Point 

HI  Health Index 

HILP  High Impact Low Probability 

HV  High Voltage 

ICP  Installation Control Point 

IT  Information Technology 

kV  Kilovolts 

kW  Kilowatt 

LTI  Lost‐time Injury  

LTIFR  Lost‐time Injury Frequency Rates 

LV  Low Voltage 

MVA  Mega Volt Ampere 

MW  Megawatt 

N  N system security means that the system is not able to tolerate the failure of any single component in the network. Any failure will result in a loss of supply 

N‐1  N‐1 means that the system must be able to tolerate the failure of any single component in the network without affecting the supply of electricity 

OH  Overhead Lines 

PD  Partial Discharge 

 

 Appendices | 120

ABBREVIATION  DESCRIPTION 

PoF  Probability of Failure 

PoS  Point of Supply 

PV  Photovoltaic 

RCA  Root Cause Analysis 

SAIDI  System Average Interruption Duration Index 

SAIFI  System Average Interruption Frequency Index 

SCADA  Supervisory Control and Data Acquisition 

SF6  Sulphur Hexafluoride 

SONS  System Operation and Network Support 

TLC  The Lines Company 

XLPE  Cross Linked Polythene 

 

 Appendices | 121

Appendix B: Information Disclosure Compliance  

REFERENCE  REQUIREMENT  REF 

Summary  

3.1  The AMP must include a summary that provides a brief overview of the contents and highlights information that the EDB considers significant. 

1 

Background and Objectives  

3.2  The AMP must include details of the background and objectives of the EDB's asset management and planning processes. 

1,  

4.3, 6.1 

Purpose Statement  

3.3  The AMP must include a purpose statement that: 

3.3.1  Makes clear the purpose and status of the AMP in the EDB's asset management practices. The purpose statement must also include a statement of the objectives of the asset management and planning processes. 

1.1 

3.3.2  States the corporate mission or vision as it relates to asset management.  1.1 

3.3.3  Identifies the documented plans produced as outputs of the annual business planning process adopted by the EDB. 

4.1 

3.3.4  States how the different documented plans relate to one another, with particular reference to any plans specifically dealing with asset management. 

4.1 

3.3.5  Includes a description of the interaction between the objectives of the AMP and other corporate goals, business planning processes, and plans. 

4.1, 4.2, 4.3 

AMP Period  

3.4  The AMP must state that the period covered by the plan is 10 years or more from the commencement of the financial year. 

1.2 

3.5  The AMP must state the date on which the AMP was approved by the Board of Directors. 

1.2 

Stakeholder Interests 

3.6  The AMP must include a description of stakeholder interests (owners, consumers etc) which identifies important stakeholders and indicates: 

3.6.1  How the interests of stakeholders are identified.  2.3.5 

3.6.2  What these interests are.  2.3.5 

3.6.3  How these interests are accommodated in asset management practices.  2.3.5 

3.6.4  How conflicting interests are managed.  2.3.5 

Accountabilities and Responsibilities  

3.7  The AMP must include a description of the accountabilities and responsibilities for asset management on at least 3 levels, including: 

 

 Appendices | 122

3.7.1  Governance ‐ a description of the extent of director approval required for key asset management decisions and the extent to which asset management outcomes are regularly reported to directors. 

4.1, 4.4, 4.6 

3.7.2  Executive ‐ an indication of how the in‐house asset management and planning organisation is structured.  

2.1.4 

3.7.3  Field operations ‐ an overview of how field operations are managed, including a description of the extent to which field work is undertaken in‐house and the areas where outsourced contractors are used. 

2.1.3 

Assumptions  

3.8  The AMP must include all significant assumptions.  Throughout the document 

3.8.1  All significant assumptions must be quantified where possible.  5 

3.8.2  All significant assumption must be clearly identified in a manner that makes their significance understandable to interested persons. 

1.2.3, 5.10, 7.1, 7.2 

3.8.3  The identification of significant assumptions must include a description of changes proposed where the information is not based on the EDB's existing business. 

1.2.3, 5.10, 7.1, 7.2 

3.8.4  The identification of significant assumptions must include a description of the sources of uncertainty and the potential effect of the uncertainty on the prospective information. 

1.2.3, 5.10, 7.1, 7.2 

3.8.5  The identification of significant assumptions must include a description of the price inflator assumptions used to prepare the financial information disclosed in nominal New Zealand dollars in the Report on Forecast Capital Expenditure set out in Schedule 11a and the Report on Forecast Operational Expenditure set out in Schedule 11b. 

7.1, 7.2? 

Material Difference in Information  

3.9  The AMP must include a description of the factors that may lead to a material difference between the prospective information disclosed and the corresponding actual information recorded in future disclosures. 

1.2.3, 5.10 

Asset Management Strategy and Delivery  

3.10  The AMP must include an overview of asset management strategy and delivery. 

4.1, 4.6, 5 

Systems and Information Management Data  

3.11  The AMP must include an overview of systems and information management data 

4.7 

3.12  The AMP must include a statement covering any limitations in the availability or completeness of asset management data and disclose any initiatives intended to improve the quality of this data. 

4.7.6, 9.1.3 

Asset Management Process 

 

 Appendices | 123

3.13  The AMP must include a description of the processes used within the EDB for: 

3.13.1  Managing routine asset inspections and network maintenance.  4.6, 6.2 

3.13.2  Planning and implementing network development projects.  4.1, 4.6 

3.13.3  Measuring network performance.  4.6, 8 

3.14  The AMP must include an overview of asset management documentation, controls and review processes. 

4.6 

Communication Processes  

3.15  The AMP must include an overview of communication and participation processes.  

9.1.3 

Financial Values  

3.16  The AMP must present all financial values in constant price New Zealand dollars except where specified otherwise. 

Throughout the document 

Disclosure Requirements 

3.17  The AMP must be structured and presented in a way that the EDB considers will support the purposes of AMP disclosure set out in clause 2.6.2 of the determination. 

Throughout the document 

Assets Covered  

4  The AMP must provide detail of the assets covered, including: 

4.1  A high‐level description of the service areas covered by the EDB and the degree to which these are interlinked, including: 

1.2 

4.1.1  The region(s) covered.  2.3 

4.1.2  Identification of large consumers that have a significant impact on network operations or asset management priorities. 

2.3 

4.1.3  Description of the load characteristics for different parts of the network.  2.3 

4.1.4  Peak demand and total energy delivered in the previous year, broken down by sub‐network, if any. 

1.3 

Network Configuration 

4.2  The AMP must provide a description of the network configuration, including: 

4.2.1  Identifying bulk electricity supply points and any distributed generation with a capacity greater than 1 MW. State the existing firm supply capacity and current peak load of each bulk electricity supply point. 

3.2, 3.3 

4.2.2  A description of the sub‐transmission system fed from the bulk electricity supply points, including the capacity of zone substations and the voltage(s) of the sub‐transmission network(s). The AMP must identify the supply security provided at individual zone substations, by describing the extent to which each has n‐x sub‐transmission security or by providing alternative security class ratings. 

3.4 

 

 Appendices | 124

4.2.3  A description of the distribution system, including the extent to which it is underground. 

3.1 

4.2.4  A brief description of the network's distribution substation arrangements  3.4 

4.2.5  A description of the low voltage network including the extent to which it is underground. 

3.1 

4.2.6  An overview of secondary assets such as protection relays, ripple injection systems, SCADA and telecommunications systems. 

3.1 

Sub‐Networks 

4.3  If sub‐networks exist, the network configuration information referred to in clause 4.2 must be disclosed for each sub‐network. 

N/A 

Network Asset Information  

4.4  The AMP must describe the network assets by providing the following information for each asset category: 

4.4.1  Voltage levels.  3 

4.4.2  Description and quantity of assets.  3 

4.4.3  Age profile.  5 

4.4.4  A discussion of the condition of the assets, further broken down into more detailed categories as considered appropriate. Systemic issues leading to the premature replacement of assets or parts of assets should be discussed. 

5 

Network Asset Information by Asset Category 

4.5  The asset categories discussed in clause 4.4 should include at least the following asset categories: 

4.5.1  The categories listed in the Report on Forecast Capital Expenditure in Schedule 11(a). 

5 

4.5.2  Assets owned by the EDB but installed at bulk electricity supply points owned by others. 

3.3 

4.5.3  EDB owned mobile substations and generators whose function is to increase supply reliability or reduce peak demand. 

3.13 

4.5.4  Other generation plant owned by the EDB.  3.3 

Service Levels  

5  The AMP must clearly identify or define a set of performance indicators for which annual performance targets have been defined. The annual performance targets must be consistent with business strategies and asset management objectives and be provided for each year of the AMP planning period. The targets should reflect what is practically achievable given the current network configuration, condition and planned expenditure levels. The targets should be disclosed for each year of the AMP planning period. 

8 

 

 Appendices | 125

6  The AMP must include performance indicators for which targets have been defined in clause 5 must include SAIDI values and SAIFI values for the next five disclosure years. 

8.2 

7  The AMP must include performance indicators for which targets have been defined in clause 5  above should also include: 

 

7.1  Consumer oriented indicators that preferably differentiate between different consumer types. 

8.2 

7.2  Indicators of asset performance, asset efficiency and effectiveness, and service efficiency, such as technical and financial performance indicators related to the efficiency of asset utilisation and operation. 

8.3, 8.4 

8  The AMP must describe the basis on which the target level for each performance indicator was determined. Justification for target levels of service includes consumer expectations or demands, legislative, regulatory, and other stakeholders' requirements or considerations. The AMP should demonstrate how stakeholder needs were ascertained and translated into service level targets. 

8.3, 8.4 

9  Targets should be compared to historic values where available to provide context and scale to the reader. 

8.2, 8.3, 8.4 

10  Where forecast expenditure is expected to materially affect performance against a target defined in clause 5, the target should be consistent with the expected change in the level of performance. 

 

Network Development Planning 

11  AMPs must provide a detailed description of network development plans, including: 

11.1  A description of the planning criteria and assumptions for network development. 

4.6 

11.2  Planning criteria for network developments should be described logically and succinctly. Where probabilistic or scenario‐based planning techniques are used, this should be indicated and the methodology briefly described. 

4.6 

11.3  A description of strategies or processes (if any) used by the EDB that promote cost efficiency including through the use of standardised assets and designs. 

4.61. 

11.4  The use of standardised designs.  4.6.1 

Network Efficient Operation  

11.5  The AMP must include a description of strategies or processes (if any) used by the EDB that promote cost efficiency including through the use of standardised assets and designs. 

4.6 

Equipment Capacity  

11.6  The AMP must include description of the criteria used to determine the capacity of equipment for different types of assets or different parts of the network. 

5.3.2 

Project Prioritisation  

 

 Appendices | 126

11.7  The AMP must include a description of the process and criteria used to prioritise network development projects and how these processes and criteria align with the overall corporate goals and vision 

4.6 

Demand Forecasts 

11.8  The AMP must provide details of demand forecasts, the basis on which they are derived, and the specific network locations where constraints are expected due to forecast increases in demand. 

5.3 

11.8.1  The AMP must explain the load forecasting methodology and indicate all the factors used in preparing the load estimates 

5.3 

11.8.2  The AMP must provide separate forecasts to at least the zone substation level covering at least a minimum five year forecast period. Discuss how uncertain but substantial individual projects/developments that affect load are taken into account in the forecasts, making clear the extent to which these uncertain increases in demand are reflected in the forecasts. 

5.3 

11.8.3  The AMP must identify any network or equipment constraints that may arise due to the anticipated growth in demand during the AMP planning period. 

5.3 

11.8.4  The AMP must discuss the impact on the load forecasts of any anticipated levels of distributed generation in a network, and the projected impact of any demand management initiatives. 

5.3.1 

Network Development Options 

11.9  The AMP must provide an analysis of the significant network level development options identified and details of the decisions made to satisfy and meet target levels of service, including: 

5.1 – 5.4  

11.9.1  The reasons for choosing a selected option for projects where decisions have been made. 

5.1 – 5.4 

11.9.2  The alternative options considered for projects that are planned to start in the next five years and the potential for non‐network solutions described. 

5.1 – 5.4 

11.9.3  The consideration of planned innovations that improve efficiencies within the network, such as improved utilisation, extended asset lives, and deferred investment. 

5.1 – 5.4 

Network Development Programme  

11.10  The AMP must provide a description and identification of the network development programme including distributed generation and non‐network solutions and actions to be taken, including associated expenditure projections. The network development plan must include: 

5.2, 5.3, 5.4 

11.10.1  A detailed description of the material projects and a summary description of the non‐material projects currently underway or planned to start within the next twelve months. 

5.2, 5.3, 5.4 

11.10.2  A summary description of the programmes and projects planned for the following four years (where known) 

5.2, 5.3, 5.4 

 

 Appendices | 127

11.10.3  An overview of the material projects being considered for the remainder of the AMP planning period. 

5.2, 5.3, 5.4 

Distributed Generation  

11.11  The AMP must provide a description of the EDB's policies on distributed generation, including the policies for connecting distributed generation. The impact of such generation on network development plans must also be stated. 

5.8 

Non‐Network Solutions 

11.12  The AMP must provide description of the EDB's policies on non‐network solutions, including: 

 

11.12.1  Economically feasible and practical alternatives to conventional network augmentation. These are typically approaches that would reduce network demand and/or improve asset utilisation. 

4.6.1 

11.12.2  The potential for non‐network solutions to address network problems or constraints. 

4.6.1 

Lifecycle Asset Management Planning (Maintenance and Renewals) 

12  The AMP must provide a detailed description of the lifecycle asset management processes, including: 

12.1  The key drivers for maintenance planning and assumptions.  6.1, 6.2 

Maintenance Programme 

12.2  The AMP must provide identification of routine and corrective maintenance and inspection policies and programmes and actions to be taken for each asset category, including associated expenditure projections. This must include: 

6 

12.2.1  The  approach  to  inspecting and maintaining each category of assets, including a description of the types of inspections, tests and condition monitoring carried out and the intervals at which this is done. 

6.2 

12.2.2  Any systemic problems identified with any particular asset types and the proposed actions to address these problems. 

5 

12.2.3  Budgets for maintenance activities broken down by asset category for the AMP planning period. 

6.5 

Renewal Programme 

12.3  The AMP must include identification of asset replacement and renewal policies and programmes and actions to be taken for each asset category, including associated expenditure projections. This must include: 

4.6, 5 

12.3.1  The processes used to decide when and whether an asset is replaced or refurbished, including a description of the factors on which decisions are based, and consideration of future demands on the network and the optimum use of existing network assets. 

4.6.4 

 

 Appendices | 128

12.3.2  A description of innovations that have deferred asset replacements.  5.1.1 

12.3.3  A description of the projects currently underway or planned for the next twelve months. 

5.2 

12.3.4  A summary of the projects planned for the following four years (where known). 

5.2 

12.3.5  An overview of other work being considered for the remainder of the AMP planning period. 

5.2 

12.4  The asset categories discussed in clauses 12.2 and 12.3 should include at least the categories in clause 4.5. 

5.2 

Non‐Network Development, Maintenance and Renewal 

13  The AMP must provide a summary description of material non‐network development, maintenance and renewal plans, including: 

13.1  A description of non‐network assets.  5.6 

13.2  Development, maintenance and renewal policies that cover them.  5.6, 6.4 

13.3  A description of material capital expenditure projects (where known) planned for the next five years. 

5.6 

13.4  A description of material maintenance and renewal projects (where known) planned for the next five years. 

5.6 

Risk Management 

14  The AMP must provide details of risk policies, assessment, and mitigation, including: 

14.1  Methods, details and conclusions of risk analysis  4.5 

14.2  Strategies used to identify areas of the network that are vulnerable to high impact low probability events and a description of the resilience of the network and asset management systems to such events 

4.5 

14.3  A description of the policies to mitigate or manage the risks of events identified in clause 14.2 

4.5 

14.4  Details of emergency response and contingency plans  4.8 

Evaluation of Performance 

15  The AMP must provide details of performance measurement, evaluation, and improvement, including: 

15.1  A review of progress against plan, both physical and financial.  8 

15.2  An evaluation and comparison of actual service level performance against targeted performance. 

8.2 

15.3  An evaluation and comparison of the results of the asset management maturity assessment disclosed in the Report on Asset Management Maturity set out in Schedule 13 against relevant objectives of the EDB's asset management and planning processes. 

9 

 

 Appendices | 129

15.4  An analysis of gaps identified in clauses 15.2 and 15.3. Where significant gaps exist (not caused by one‐off factors), the AMP must describe any planned initiatives to address the situation. 

9.1.3 

Capability to Deliver 

16  The AMP must describe the processes used by the EDB to ensure that: 

16.1  It is realistic and the objectives set out in the plan can be achieved  5.9 

16.2  The organisation structure and the processes for authorisation and business capabilities will support the implementation of the AMP plans. 

2.1, 4.1, 4.4, 4.6 

   

 

 Appendices | 130

Appendix C: Information Disclosure Asset Management Plan Schedules

 

Number  Report Name 

11a  Forecast Capital Expenditure 

11b  Forecast Operational Expenditure 

12a  Asset Condition 

12b  Forecast Capacity 

12c  Forecast Network Demand 

12d  Interruptions and Duration 

13  Asset Management Maturity 

14a  Mandatory Explanatory Notes on Forecast Information 

 

 

   

 

 Appendices | 131

   

 

 Appendices | 132

    

 

 Appendices | 133

 

 

 Appendices | 134

 

 

 Appendices | 135

 

 

 Appendices | 136

 

Company Nam

e

AMP Planning

 Period

SCHED

ULE 12a: R

EPORT

 ON ASSET

 CONDITION

sch ref

7 8 9

Voltage

Asset category

Asset class

Units

H1

H2

H3

H4

H5

Grade

 

unkn

own

Data accuracy 

(1–4)

10All

Overhead  Line

Concrete poles / steel structure

No.

0.48% 

0.32% 

0.23% 

70.00%

 14.71%

 14.25%

 3

0.80% 

11All

Overhead  Line

Woo

d po

les

No.

2.21% 

1.39% 

0.45% 

44.50%

 8.80% 

42.64%

 2

3.60% 

12All

Overhead  Line

Other pole type

sNo.

‐‐

‐‐

‐‐N/A

‐

13HV

Subtransmission

 Line

Subtransmission

 OH up to 66kV cond

uctor

km‐

12.48%

 4.14% 

82.54%

 0.66% 

0.17% 

212.48%

 

14HV

Subtransmission

 Line

Subtransmission

 OH 110kV+ cond

uctor

km‐

‐‐

‐‐

‐N/A

‐

15HV

Subtransmission

 Cab

leSubtransmission

 UG up to 66kV (XLPE)

km‐

‐‐

9.52% 

47.62%

 42.86%

 2

‐

16HV

Subtransmission

 Cab

leSubtransmission

 UG up to 66kV (Oil pressurised)

km‐

‐‐

‐‐

‐N/A

‐

17HV

Subtransmission

 Cab

leSubtransmission

 UG up to 66kV (Gas pressurised

)km

‐‐

‐‐

‐‐N/A

‐

18HV

Subtransmission

 Cab

leSubtransmission

 UG up to 66kV (PILC)

km‐

‐‐

‐‐

‐N/A

‐

19HV

Subtransmission

 Cab

leSubtransmission

 UG 110kV+ (XLPE)

km‐

‐‐

‐‐

‐N/A

‐

20HV

Subtransmission

 Cab

leSubtransmission

 UG 110kV+ (Oil pressurised)

km‐

‐‐

‐‐

‐N/A

‐

21HV

Subtransmission

 Cab

leSubtransmission

 UG 110kV+ (Gas Pressurised

)km

‐‐

‐‐

‐‐N/A

‐

22HV

Subtransmission

 Cab

leSubtransmission

 UG 110kV+ (PILC)

km‐

‐‐

‐‐

‐N/A

‐

23HV

Subtransmission

 Cab

leSubtransmission

 sub

marine cable

km‐

‐‐

‐‐

‐N/A

‐

24HV

Zone

 sub

station Bu

ildings 

Zone

 sub

stations up to 66kV

No.

‐‐

‐‐

7.89% 

92.11%

 3

‐

25HV

Zone

 sub

station Bu

ildings 

Zone

 sub

stations 110kV+

No.

‐‐

‐‐

‐‐N/A

‐

26HV

Zone

 sub

station sw

itchgear 

22/33kV CB

 (Ind

oor)

No.

‐‐

‐‐

‐‐N/A

‐

27HV

Zone

 sub

station sw

itchgear 

22/33kV CB

 (Outdo

or)

No.

5.36% 

‐‐

55.36%

 39.29%

 ‐

35.36% 

28HV

Zone

 sub

station sw

itchgear 

33kV

 Switch (G

roun

d Mou

nted

)No.

‐‐

‐‐

‐‐N/A

‐

29HV

Zone

 sub

station sw

itchgear 

33kV

 Switch (P

ole Mou

nted

)No.

1.18% 

13.61%

 ‐

65.09%

 19.53%

 0.59% 

314.79%

 

30HV

Zone

 sub

station sw

itchgear 

33kV

 RMU

No.

‐‐

‐‐

‐‐N/A

‐

31HV

Zone

 sub

station sw

itchgear 

50/66/110kV CB

 (Ind

oor)

No.

‐‐

‐‐

‐‐N/A

‐

32HV

Zone

 sub

station sw

itchgear 

50/66/110kV CB

 (Outdo

or)

No.

‐‐

‐‐

‐‐N/A

‐

33HV

Zone

 sub

station sw

itchgear 

3.3/6.6/11/22kV CB

 (groun

d mou

nted

) No.

18.31%

 ‐

‐59.15%

 22.54%

 ‐

318.31%

 

34HV

Zone

 sub

station sw

itchgear 

3.3/6.6/11/22kV CB

 (pole mou

nted

) No.

‐‐

‐76.19%

 23.81%

 ‐

3‐

35

The Line

s Co

mpa

ny Ltd.

 1 April 2018

 – 31 March 2028 %

 of a

sset 

forecast to be

 

replaced

 in 

next 5 years 

Asset con

dition

 at start of plann

ing pe

riod

 (percentage of units by grad

e)

This sched

ule requ

ires a breakdo

wn of asset con

dition

 by asset class as at the start of the

 forecast year. The

 data accuracy assessm

ent relates to the

 percentage values  disclosed

 in the

 asset con

dition

 colum

ns. A

lso requ

ired

 is a fo

recast of the

 percentage 

of units to be

 rep

laced in the

 next 5 years. All inform

ation shou

ld be consistent with the inform

ation provided

 in the

 AMP an

d the expe

nditure on

 assets forecast in

 Sched

ule 11a. All un

its relating

 to cable an

d  lin

e assets, tha

t are expressed in km, refer 

to circuit lengths.

 

 Appendices | 137

 

36 37 38

Volta

geAsset category

Asset clas

sUn

itsH1

H2H3

H4H5

Grade un

know

nDa

ta ac

curacy 

(1–4)

39HV

Zone

 Substatio

n Tran

sformer  

Zone

 Substatio

n Tran

sformers

No.

‐2.70

% 10

.81%

 75

.68%

 10

.81%

 ‐

30.85

% 

40HV

Distrib

ution Lin

eDistrib

ution OH

 Open Wire

 Con

ductor

km0.01

% 14

.62%

 6.66

% 76

.72%

 1.33

% 0.66

% 2

‐

41HV

Distrib

ution Lin

eDistrib

ution OH

 Aerial C

able Con

ductor

km‐

‐‐

‐‐

‐N/A

‐

42HV

Distrib

ution Lin

eSW

ER co

nductor

km0.08

% 16

.25%

 16

.83%

 64

.24%

 0.44

% 2.15

% 2

1.96

% 

43HV

Distrib

ution  Ca

ble

Distrib

ution UG

 XLPE o

r PVC

km0.14

% 0.70

% ‐

4.65

% 8.73

% 85

.77%

 2

‐

44HV

Distrib

ution Ca

ble

Distrib

ution UG

 PILC

km‐

‐‐

‐‐

‐N/A

7.92

% 

45HV

Distrib

ution Ca

ble

Distrib

ution Subm

arine C

able

km‐

‐‐

‐‐

‐N/A

‐

46HV

Distrib

ution sw

itchgear 

3.3/6.6/11

/22kV CB

 (pole m

ounted) ‐ re

closers a

nd se

ctiona

lisers

No.

‐1.96

% ‐

55.39%

 41

.67%

 0.98

% 2

‐

47HV

Distrib

ution sw

itchgear 

3.3/6.6/11

/22kV CB

 (Ind

oor)

No.

‐‐

‐25

.00%

 75

.00%

 ‐

30.96

% 

48HV

Distrib

ution sw

itchgear 

3.3/6.6/11

/22kV Sw

itches a

nd  fu

ses (po

le mou

nted)

No.

‐7.92

% 0.03

% 67

.26%

 24

.62%

 0.16

% 2

‐

49HV

Distrib

ution sw

itchgear 

3.3/6.6/11

/22kV Sw

itch (groun

d mou

nted) ‐ ex

cept RMU

No.

‐‐

‐70

.42%

 28

.17%

 1.41

% 3

1.00

% 

50HV

Distrib

ution sw

itchgear 

3.3/6.6/11

/22kV RM

UNo

.‐

‐‐

51.38%

 48

.62%

 ‐

3‐

51HV

Distrib

ution Tran

sformer

Pole M

ounted

 Tran

sformer

No.

0.11

% 0.85

% 0.38

% 82

.40%

 16

.24%

 0.02

% 2

25.05%

 

52HV

Distrib

ution Tran

sformer

Grou

nd M

ounted

 Tran

sformer

No.

‐‐

‐83

.55%

 16

.45%

 ‐

3‐

53HV

Distrib

ution Tran

sformer  

Volta

ge re

gulators

No.

‐1.00

% 2.00

% 65

.00%

 32

.00%

 ‐

320

.04%

 

54HV

Distrib

ution Substatio

nsGrou

nd M

ounted

 Substatio

n Ho

using

No.

‐‐

‐‐

44.44%

 55

.56%

 3

0.08

% 

55LV

LV Line

LV OH Co

nductor

km0.13

% 24

.92%

 7.27

% 55

.73%

 1.07

% 10

.87%

 2

20.45%

 

56LV

LV Cab

leLV UG Ca

ble

km‐

‐‐

1.66

% 2.63

% 95

.72%

 2

‐

57LV

LV Streetlig

hting

LV OH/UG

 Streetlig

ht circuit

km‐

20.04%

 3.13

% 27

.62%

 0.22

% 48

.98%

 2

‐

58LV

Conn

ectio

nsOH

/UG consum

er se

rvice c

onnections

No.

0.08

% ‐

0.03

% 5.35

% 3.34

% 91

.20%

 2

‐

59All

Protectio

nProtectio

n relays (electromecha

nical, solid

 state a

nd num

eric)

No.

6.69

% 13

.75%

 ‐

74.72%

 4.46

% 0.37

% 3

‐

60All

SCAD

A an

d commun

ications

SCAD

A an

d commun

ications

 equipm

ent o

peratin

g as a

 single sy

stem

Lot

‐‐

‐10

.53%

 84

.21%

 5.26

% 3

‐

61All

Capa

citor B

anks

Capa

citors in

clud

ing c

ontro

lsNo

.‐

‐‐

11.11%

 88

.89%

 ‐

4‐

62All

Load

 Con

trol

Centralis

ed plant

Lot

‐‐

‐30

.77%

 53

.85%

 15

.38%

 3

‐

63All

Load

 Con

trol

Relays

No.

‐‐

‐62

.41%

 11

.38%

 26

.21%

 3

‐

64All

Civils

Cable T

unnels

km‐

‐‐

‐‐

‐N/A

‐

Asset con

ditio

n at start o

f plan

ning

 period (percentage of units by g

rade

)

% of as

set 

forecast to

 be 

replaced

 in 

next 5 ye

ars 

 

 Appendices | 138

 

Company Nam

eThe Lin

es Com

pany

 Ltd.

AMP Planning

 Period

 1 April 20

18 – 31 March 202

8

SCHE

DULE 12b

: REPOR

T ON

 FOR

ECAS

T CA

PACITY

 

sch ref

712

b(i): System Growth ‐ Zone

 Sub

stations

8

Existing Zone

 Sub

stations

Curren

t Peak Load

(MVA

)

Installed Firm

 

Capacity

(MVA

)

Security of Sup

ply 

Classifica

tion

(type)

Transfer Capacity

(MVA

)

Utilisatio

n of 

Installed Firm

 

Capacity

%

Installed Firm

 

Capacity +5

 years

(MVA

)

Utilisatio

n of 

Installed Firm

 

Capacity + 5yrs

%

Installed Firm

 Capacity

 

Constraint +5 years

(cause)

Explanation

9Aroh

ena

2.8 

‐N

1.7 

‐‐

‐No

 con

straint w

ithin +5 years

10Atiamuri

10.4 

‐N

‐‐

‐‐No

 con

straint w

ithin +5 years

11Aw

amate

1.5 

‐N

1.3 

‐‐

‐No

 con

straint w

ithin +5 years

12Bo

rough

8.5 

5.0 

N ‐ 1

2.5 

170%

 10

.0 

85% N

o constraint with

in +5 years

13Ga

dsby

 Roa

d4.9 

‐N

5.5 

‐‐

‐No

 con

straint w

ithin +5 years

14Ha

ngatiki

4.3 

‐N

1.3 

‐‐

‐No

 con

straint w

ithin +5 years

15Ka

ahu Tee

1.9 

‐N

0.9 

‐‐

‐No

 con

straint w

ithin +5 years

16Kiko

 Roa

d1.5 

‐N

0.4 

‐‐

‐No

 con

straint w

ithin +5 years

17Ku

ratau

2.8 

N0.1 

‐3.0 

93% N

o constraint with

in +5 years

18Mah

oenu

i1.0 

‐N

0.5 

‐‐

‐No

 con

straint w

ithin +5 years

19Man

unui

2.5 

‐N

1.2 

‐‐

‐No

 con

straint w

ithin +5 years

20Maraetai

5.2 

‐N

0.5 

‐5.0 

‐No

 con

straint w

ithin +5 years

21Marotiri

3.2 

‐N

1.3 

‐‐

‐No

 con

straint w

ithin +5 years

22Mokai

3.7 

‐N

1.1 

‐‐

‐No

 con

straint w

ithin +5 years

23Na

tiona

l Park

2.0 

‐N

1.2 

‐‐

‐No

 con

straint w

ithin +5 years

24Niho

niho

0.5 

‐N

0.7 

‐‐

‐No

 con

straint w

ithin +5 years

25Opa

rure

1.6 

‐N

1.1 

‐‐

‐No

 con

straint w

ithin +5 years

26Otukou

0.2 

‐N

‐‐

‐‐No

 con

straint w

ithin +5 years

27Taha

roa

15.2 

10.0 N

 ‐ 1

‐15

2% 

10.0 

171%

 Transform

erMan

aged

 by agreem

ent w

ith In

dustrial Customer

28Taha

roa Villa

ge0.4 

‐N

‐‐

‐‐No

 con

straint w

ithin +5 years

29Tawha

i5.0 

‐N

0.7 

‐‐

‐No

 con

straint w

ithin +5 years

30Te Anga

2.1 

‐N

0.2 

‐‐

‐No

 con

straint w

ithin +5 years

31Te W

aireka

11.9 

10.0 N

 ‐ 1

2.1 

119%

 15

.0 

88% N

o constraint with

in +5 years

32Tokaan

u0.2 

‐N

‐‐

‐‐No

 con

straint w

ithin +5 years

33Tuhu

a1.2 

‐N 

0.8 

‐‐

‐No

 con

straint w

ithin +5 years

34Turangi

4.7 

5.0 

N ‐ 1

2.0 

95% 

5.0 

97% N

o constraint with

in +5 years

35Waiotaka

0.6 

‐N

0.5 

‐‐

‐No

 con

straint w

ithin +5 years

36Wairere Falls

3.1 

2.5 

N ‐ 1

1.1 

123%

 2.5 

123%

 Transform

er

Distribu

ted generatio

n can be

 man

aged

 when a tran

sformer is

 out of 

service.

37Waitete

9.1 

10.0 N

 ‐ 1

3.8 

91% 

10.0 

91% N

o constraint with

in +5 years

38¹  Extend

 forecast ca

pacity table as necessary to

 disclose all capa

city by

 each zone

 substatio

n

This schedule requ

ires a breakdo

wn of current and

 forecast cap

acity

 and

 utilisation for e

ach zone

 sub

station an

d current d

istribution tran

sformer cap

acity

. The

 data provided

 sho

uld be

 con

sistent w

ith th

e inform

ation provided

 in th

e AM

P. In

form

ation provided

 in th

is 

table shou

ld re

late to

 the op

eration of th

e network in its no

rmal stead

y state configuration.

 

 Appendices | 139

 

Company Nam

e

AMP Planning Period

SCHEDULE 12C: REPORT ON FORECAST NETW

ORK DEMAND

sch ref

712c(i): Consumer Connections

8Number of ICPs connected in year by consumer type

9Current Year CY

CY+1

CY+2

CY+3

CY+4

CY+5

10for year en

ded

31 M

ar 18

31 M

ar 19

31 M

ar 20

31 M

ar 21

31 M

ar 22

31 M

ar 23

11Consum

er types defined

 by EDB*

12Standard Connection: Urban 

52 

39 

39 

39 

39 

39 

13Standard Connection: Rural  

111 

82 

82 

82 

82 

82 

14Standard Connection: Remote Rural 

6 

9 

9 

9 

9 

9 

15Non‐Standard Customer Connection

‐‐

1 

‐‐

‐

16 17Connections total

169 

130

 131 

130 

130

 130 

18*include additional rows if needed

19Distributed gen

eration

20Number of connections

8 

8 

8 

8 

8 

8 

21Capacity of distributed generation installed in year (M

VA)

0.034 

0.034 

0.034 

0.035 

0.035

 0.035 

2212c(ii) System Demand

23Current Year CY

CY+1

CY+2

CY+3

CY+4

CY+5

24Maxim

um coincident system

 demand (M

W)

for year en

ded

31 M

ar 18

31 M

ar 19

31 M

ar 20

31 M

ar 21

31 M

ar 22

31 M

ar 23

25GXP dem

and

60 

64 

65 

71 

71 

72 

26plus

Distributed generation output at HV and above

8 

17 

17 

17 

17 

17 

27Maximum coincident system demand

68 

81 

82 

88 

89 

89 

28less

Net tran

sfers to (from) other ED

Bs at HV and above

‐‐

‐‐

‐‐

29Demand on system for supply to consumers' connection points

68 

81 

82 

88 

89 

89 

30Electricity volumes carried

 (GWh)

31Electricity supplied from GXPs

321 

323

 326 

361 

363

 366 

32less

Electricity exports to GXPs

4 

5 

5 

5 

5 

5 

33plus

Electricity supplied from distributed generation

68 

84 

84 

84 

84 

84 

34less

Net electricity supplied to (from) other EDBs

(12)

(12)

(12)

(13)

(13)

(13)

35Electricity entering system for supply to ICPs

397 

415

 417 

452 

455

 458 

36less

Total energy delivered to ICPs

367 

386

 389 

421 

424

 426 

37Losses

29 

28 

29 

31 

31 

31 

38 39Load

 factor

67% 

58% 

58% 

59% 

59% 

58% 

40Loss ratio

7.4% 

6.8% 

6.8% 

6.8% 

6.8% 

6.8% 

The Lines Compan

y Ltd.

 1 April 2018 – 31 M

arch 2028

Number of connections

This schedule requires a forecast of new connections (by consumer type), peak demand and energy volumes for the disclosure year and a 5 year planning period. The forecasts should be consistent with the supporting inform

ation set out in the 

AMP as well as the assumptions used in developing the expenditure forecasts in Schedule 11a and Schedule 11b and the cap

acity and utilisation forecasts in Schedule 12b.

 

 Appendices | 140

 

Company Nam

e

AMP Planning

 Period

Network / S

ub‐network Nam

e

SCHED

ULE 12d

: REP

ORT

 FORE

CAST IN

TERR

UPT

IONS AN

D DURA

TION

sch ref

8Current Year CY

CY+1

CY+2

CY+3

CY+4

CY+5

9for year end

ed31

 Mar 18

31 M

ar 19

31 M

ar 20

31 M

ar 21

31 M

ar 22

31 M

ar 23

10SA

IDI

11Class B (plann

ed in

terrup

tion

s on

 the

 network)

37.8 

58.7 

62.2 

65.6 

69.0 

72.3 

12Class C (unp

lann

ed in

terrup

tion

s on

 the

 network)

188.9 

175.5 

172.0 

168.6 

165.2 

161.9 

13SA

IFI

14Class B (plann

ed in

terrup

tion

s on

 the

 network)

0.25

 0.87

 0.92

 0.97

 1.02

 1.07

 

15Class C (unp

lann

ed in

terrup

tion

s on

 the

 network)

3.25

 2.60

 2.55

 2.50

 2.45

 2.40

 

The Line

s Co

mpa

ny Ltd.

 1 April 2018

 – 31 March 2028

This sched

ule requ

ires a fo

recast of SAIFI and

 SAIDI for disclosure an

d a 5 year plann

ing pe

riod

. The

 forecasts shou

ld be consistent with the supp

orting

 inform

ation set ou

t in the

 AMP as well as the assumed

 impa

ct of 

plan

ned an

d un

plan

ned SA

IFI and

 SAIDI o

n the expe

nditures fo

recast provide

d in Sched

ule 11a an

d Sche

dule 11b

.

 

 Appendices | 141

 

Company Nam

e

AMP Planning

 Period

Asset M

anagem

ent Standard Ap

plied

SCHED

ULE 13: REPORT

 ON ASSET M

ANAGEM

ENT MATU

RITY

Que

stion No.

Function

Que

stion

Score

Eviden

ce—Summary

User G

uidance

3Asset 

managem

ent 

policy

To what e

xtent h

as an asset 

managem

ent p

olicy been

 

documented, authorised

 and

 

communicated?     

2.5

An asset managem

ent p

olicy document h

as been approved

 by the 

board, and

 is included

 in TLC

 2018 AM

P to be accessible by all 

staff.  The

 asset managem

ent p

olicy has been

  discussed

 with

 

the relevant employees and stakeholders during its

 development 

phase and TLC is on the journey to com

municate their a

sset 

managem

ent p

olicy widely and effectively to all relevant persons 

to ensure these persons aw

are of th

eir a

sset re

lated obligations.

Regulatory APM

 2018 

10Asset 

managem

ent 

strategy

What h

as th

e organisatio

n done

 to 

ensure th

at its asset m

anagem

ent 

strategy is consistent w

ith other 

appropria

te organisational policies 

and strategies, and

 the needs of 

stakeholders?

2.5

TLC’s Asset M

anagem

ent O

bjectives approved by th

e board are 

in line

 with

 their A

sset M

anagem

ent P

olicy.  The

 Asset 

Managem

ent O

bjectives define overall strategies and 

methodologies in

 the linkages with

 Leadership, Asset Planning, 

Business Process and

 Contin

ual Improvem

ent.  The

 Asset 

Managem

ent Strategy is consistent w

ith th

e risk managem

ent 

strategy, TLC

 business policy, asset life cycle strategy and asset 

risk managem

ent strategy.          

Regulatory APM

 2018 

11Asset 

managem

ent 

strategy

In what w

ay does the organisatio

n's 

asset m

anagem

ent strategy take 

account o

f the

 lifecycle of th

e 

assets, asset types and asset 

system

s over which th

e organisatio

n 

has stew

ardship?

2.5

TLC has defin

ed a detailed process on

 asset life cycle 

managem

ent in their 2

018 AM

P.  The

 capita

l project planning and 

operations and

 maintenance strategy take account of the

 

lifecycle of key asset types.  TLC

 is on a journey to develop

 a 

Strategy Asset M

anagem

ent P

lan with

 a defined

 asset lifecycle 

managem

ent strategy for e

ach asset class.

Regulatory APM

 2018 

26Asset 

managem

ent 

plan(s)

How

 does the organisatio

n establish 

and document its asset managem

ent 

plan(s) a

cross the life cycle activities 

of its assets and

 asset systems?

2The AM

P is re

view

ed and

 updated

 annually and

 the outputs from

 

the preceding stages th

at re

sult in projects in year 1

 are 

consolidated

 and

 assessed at a managem

ent a

nd board level. 

The confirm

ed projects are listed in BASIX which are re

view

ed 

fortnightly

 for p

rogress of work delivery.  TLC

 is in

 progress of 

completing a document for th

e short‐term

 project plan to 

demonstrate th

e plan

 has covered

 all life cycle activities and

 

aligned to asset managem

ent o

bjectives. 

The Line

s Co

mpa

ny Ltd

 1 April 2018

 – 31 March

 2028

This schedule requ

ires in

form

ation on

 the ED

B’S self‐assessm

ent o

f the

 maturity of its asset m

anagem

ent p

ractices .

 

 Appendices | 142

 

Company Nam

e

AMP Planning

 Period

Asset M

anagem

ent Standard Applied

SCHED

ULE 13: REPORT ON ASSET M

ANAGEM

ENT MATU

RITY (con

t)

Que

stion No.

Function

Que

stion

Score

Eviden

ce—Summary

User G

uidance

27Asset 

managem

ent 

plan(s) 

How

 has the

 organisation 

communicated

 its plan(s) to all 

relevant parties to a level of detail 

appropriate to the

 receiver's role in

 

their delivery?

3At the start of each financial year com

pleted

 copies of the

 AMP 

are distributed to TLC's Trust shareholders, Board of Directors, 

Finance Team

, Com

munications Team, A

sset and

 Engineering

 

Team

, Network Services Team and

 various regulatory bodies. 

Electronic copies of the

 AMP are available for all employees on

 

TLC's Network.  A

n electronic copy of the

  AMPs available on

 the

 

TLC website for customers and  mem

bers of the public, bound

 

paper copies are available by request. TLC

 keeps an up

 to date 

record of all distributed

 AMPs.

AMP is accessible from

 TLC's 

website

29Asset 

managem

ent 

plan(s) 

How

 are designated responsibilities 

for delivery of asset plan actions 

documented?

2Asset managem

ent accountabilities are designated

 throughout 

the organizatio

n from

 the

 top

 managem

ent to asset engineers.  

TLC is in

 the

 process of more form

ally docum

enting

 

responsibilities with adequate detail to enable delivery of actions 

in the

 strategy asset managem

ent plan.    

Designated asset managem

ent 

accountabilities can be

 found

 

in the

 2018 AMP

31Asset 

managem

ent 

plan(s)

What has the organisatio

n done

 to 

ensure that appropriate 

arrangem

ents are made available for 

the efficient and

 cost effective 

implem

entation

 of the plan(s)?

(Note this is about resources and

 

enabling support)

2.5

TLC recognises there is an issue with insufficient staff num

bers 

and is in

 the

 process to identify the

 required resources both 

internal and

 external to ensure that the asset managem

ent plan

 

can be

 implem

ented in an efficient and cost‐effective manner.  

TLC has planned

 to increase the

 internal resource significantly by 

hiring

 more new staff and

 is also looking for competent 

contractors for outsourcing work.  TLC

 has started

 addressing the 

resource and

 timescale required realistically in

 asset 

managem

ent p

lanning and identifying changes needed

 to the 

company's business process.   

33Contin

gency 

planning

What plan(s) and procedure(s) does 

the organisation

 have for identifying 

and responding

 to incidents and 

emergency situations and

 ensuring 

continuity of critical asset 

managem

ent a

ctivities?

2TLC has an event p

lan in place and

 is in

 the

 process of 

developing

 Business Continuity Plan

 and

 establishing

 Emergency 

Managem

ent Fram

ework based on

 Civil Defence Co‐ordinanted

 

Incident M

angement System

 (CIM

S).  The Em

ergency 

Managem

ent fram

ework identifies a Duty Manager who

 is able 

act as Incident Controller during

 an em

ergency event.  

Section 3.7 in 2018 AMP

 1 April 2018 – 31

 March

 2028

The Line

s Co

mpany

 Ltd

 

 Appendices | 143

 

Company Nam

e

AMP Planning

 Period

Asset M

anagem

ent Standard Ap

plied

SCHED

ULE 13: REPORT

 ON ASSET M

ANAGEM

ENT MATU

RITY

 (con

t)

Que

stion No.

Functio

nQue

stion

Score

Eviden

ce—Summary

User G

uidance

37Structure, 

authority

 and

 

responsibilities

What h

as th

e organisatio

n done

 to 

appoint m

ember(s) of its 

managem

ent team to

 be responsible 

for e

nsuring that th

e organisatio

n's 

assets deliver th

e require

ments of 

the asset m

anagem

ent strategy, 

objectives and

 plan(s)?

3TLC is going

 through a restructuring process.  N

ew ro

les including 

General M

anager and

 Strategy Engineer are established and 

appointed.  The

 appointed

 persons have full responsibility of 

planning

 and

 deliver of n

etwork developm

ent strategy and asset 

strategy.  They have been

 given

 the necessary authority

 to 

achieve the relevant asset managem

ent o

bjectives. 

Section 3 in TLC

 2018 AM

P

40Structure, 

authority

 and

 

responsibilities

What e

vidence can the 

organisatio

n's top managem

ent 

provide to dem

onstrate th

at 

sufficient re

sources are available for 

asset m

anagem

ent?

2.5

In parallel to alignemnt of the

 asset managem

ent system with

 

ISO 50000, TLC

 is establishing

 a process to

 determine the 

require

d resources for a

sset managem

ent n

eeds.  The resource 

assessment p

rocess is expected to effectively interact to

 the 

relevant elements of the

 asset managem

ent system. 

42Structure, 

authority

 and

 

responsibilities

To what d

egree does th

e 

organisatio

n's top managem

ent 

communicate the importance of 

meetin

g its

 asset managem

ent 

require

ments?

3TLC's top managem

ent h

olds a monthly meetin

g to com

municate 

asset m

anagem

ent b

usiness to all relevant parts of the

 

organisatio

n and the monthly meetin

g widely covers all aspects 

of asset managem

ent including

 work in progress, plan changing, 

issues, m

eetin

g the require

ments, budget, asset conditio

n and 

risk, inspectio

n, outages, and

 solutions.  TLC's top managem

ent 

is very reachable to th

e asset m

anagem

ent team fo

r 

communication apart from th

e monthly meetin

gs.    

Monthly meetin

g 

45Outsourcing

 of 

asset 

managem

ent 

activities

Where th

e organisatio

n has 

outsourced

 som

e of its asset 

managem

ent a

ctivities, how

 has it 

ensured that appropriate controls are 

in place to

 ensure the compliant 

delivery of its organisatio

nal 

strategic plan, and

 its asset 

managem

ent p

olicy and strategy?

3TLC has developed Co

ntractor M

anagem

ent System which 

focuses on

 external contractor m

anagem

ent to ensure quality 

delivery of outsourced work from

 planning to close out and

 it also 

has set o

ut th

e require

ments fo

r the

 internal contractor o

n 

induction, com

petence training

 and

 assessm

ent, performance 

monito

ring, and

 audit and review

.   

New

 Contractor M

anagem

ent 

System

 

The Line

s Co

mpany

 Ltd

 1 April 2018

 – 31 March

 2028

 

 Appendices | 144

 

Company Nam

e

AMP Planning

 Period

Asset M

anagem

ent Standard Ap

plied

SCHED

ULE 13: REPORT

 ON ASSET M

ANAGEM

ENT MATU

RITY

 (con

t)

Que

stion No.

Function

Que

stion

Score

Eviden

ce—Summary

User G

uidance

48Training, 

awareness and 

competence

How

 does the organisatio

n develop 

plan(s) for th

e human

 resources 

require

d to undertake asset 

managem

ent a

ctivities ‐ including 

the developm

ent a

nd delivery of 

asset m

anagem

ent strategy, 

process(es), objectives and

 plan(s)?

2TLC is in

 the process of re

view

ing the resource re

quire

ment to 

meet a

sset managem

ent n

eeds and

 enhancing

 the process to 

plan, provide

 and

 record th

e training

 necessary to

 achieve th

e 

competencies. 

49Training, 

awareness and 

competence

How

 does the organisatio

n identify 

competency require

ments and

 then

 

plan, provide

 and

 record th

e training

 

necessary to achieve th

e 

competencies?

2TLC uses th

e understandings gained from

 risk assessm

ents and

 

the performance of risk control strategies to identify the 

competency require

ments and

 then

 plan, provide

 and

 record th

e 

training

 necessary to

 achieve th

e competency level. TLC supports 

personal development a

nd training

 of a

ll em

ployees.

50Training, 

awareness and 

competence

How

 does the organizatio

n ensure 

that persons under its direct control 

undertaking asset m

anagem

ent 

related activities have an

 

appropria

te level of com

petence in 

term

s of educatio

n, training

 or 

experie

nce?

2.5

TLC is in

 the process of determining require

d resources for a

sset 

managem

ent n

eeds which includes to

 enhance th

e process to 

assess staff com

petency level and

 provide

 require

d training

 to 

meet the

 asset managem

ent requirement.  

The Line

s Co

mpany

 Ltd

 1 April 2018

 – 31 March

 2028

 

 Appendices | 145

 

Company Nam

e

AMP Planning

 Period

Asset M

anagem

ent Standard Applied

SCHED

ULE 13: REPORT ON ASSET M

ANAGEM

ENT MATU

RITY (con

t)

Que

stion No.

Function

Que

stion

Score

Eviden

ce—Summary

User G

uidance

53Com

munication, 

participation and 

consultation

How

 does the organisation

 ensure 

that pertin

ent asset managem

ent 

inform

ation is effectively 

communicated

 to and from

 

employees and other stakeholders, 

including contracted

 service 

providers?

2TLC provides its shareholders with regular updates via the Board, 

which include inform

ation on

 non

‐financial perform

ance. A

nnual 

reports comprising of a report from

 the

 Board of Directors 

covering

 the

 operations for the reporting period

 and

 

consolidation financial statements for the

 reporting

 period are 

delivered

 to the shareholders. TLC

 also supplies  its shareholders 

with auditors’ report on

 the

 financial statement and the 

performance targets (together with other measures by which the

 

performance of the company has been judged

 in relation to the

 

Com

pany’s objectives). Furthermore TLC provides its 

stakeholders with the annual capital expenditure budget adopted 

by the

 board.  Asset M

anagem

ent Plans are publicly available on

 

the TLC website with hard copies available for reference

Statem

ent Of Corporate Intent   

59Asset 

Managem

ent 

System

 

documentation

What documentation

 has the

 

organisatio

n established to describe 

the main elem

ents of its asset 

managem

ent system and

 

interactions between them

?

2.5

A system chart with the main elem

ents and

 the

 interactions 

between the main aspects of the

 Asset M

anagem

ent process 

identified.  The details of some elem

ents such as asset life cycle 

managem

ent, capital project strategy and maintenance process 

are provided

 in the

 2018 AMP.  TLC

 is in

 the

 process of 

developing

 the

 strategic asset managem

ent plan

 to document 

the comprehensive details of the asset managem

ent system

s.   

Section 3 in T2018

 AMP

62Inform

ation 

managem

ent

What has the organisation

 done to 

determ

ine what its asset 

managem

ent information system

(s) 

should contain in

 order to support its 

asset managem

ent system?

2.5

Asset M

anagem

ent Inform

ation System

 is a key element of TLC’s 

Asset M

anagem

ent System

 and

 the

 interactions between the 

asset managem

ent inform

ation system

 and

 other elements are 

established.  TLC

 uses BASIX as the

 main asset managem

ent 

inform

ation system

 which hold inform

ation to support asset 

capital planning and delivery, Lifecyle managem

ent, maintenance 

planning

 and

 asset condition

 and

 risk assessment.  TLC

 is on a 

journey to make a continual improvem

ent of their asset 

managem

ent inform

ation system

 to meet a

 requirement of 

support a continual improvem

ent of asset managem

ent practice. 

The Line

s Co

mpany

 Ltd

 1 April 2018 – 31

 March

 2028

 

 Appendices | 146

   

Company Nam

e

AMP Planning

 Period

Asset M

anagem

ent Standard Ap

plied

SCHED

ULE 13: REPORT

 ON ASSET M

ANAGEM

ENT MATU

RITY

 (con

t)

Que

stion No.

Function

Que

stion

Score

Eviden

ce—Summary

User G

uidance

63Inform

ation 

managem

ent

How

 does the organisatio

n maintain 

its asset managem

ent information 

system

(s) a

nd ensure that th

e data 

held with

in it (them) is of th

e 

requisite

 quality and accuracy and

 is 

consistent?

2.5

The data in

 Basix is stored in various SQL server ta

bles th

at are 

view

ed and

 written to by the vario

us Basix user interface fo

rms. 

Reports are run in SQL to pick up

 variances between actual data 

and the system

 held data. C

ontrol of the

 database is maintained 

by assigning

 individuals different levels of authority. M

andatory 

field are set up in th

e Ba

six database, this means th

at when new 

assets are entered

 into th

e database th

ese fie

lds must b

e 

populated before th

e program allows you to save the asset. All 

asset changes are tracked through an

 audit tracker that is built 

into th

e database.

64Inform

ation 

managem

ent

How

 has th

e organisatio

n's ensured 

its asset managem

ent information 

system

 is re

levant to

 its needs?

2.5

TLC's asset m

anagem

ent information system

 is re

view

ed and

 

aligned  with

 current asset managem

ent requirements, it a

lso 

aligns with

 the increasing

 regulatory and

 safety managem

ent 

require

ment. TLC has included

 in th

e annual plan a budget fo

r 

inform

ation system

 upgrades and maintenance, the

 asset 

managem

ent information system

 is re

gularly

 review

ed and

 

improved

 when necessary.

69Risk 

managem

ent 

process(es)

How

 has th

e organisatio

n 

documented process(es) a

nd/or 

procedure(s) fo

r the

 identification 

and assessment o

f asset and

 asset 

managem

ent related

 risks 

throughout th

e asset life

 cycle?

2.5

TLC has introduced

 a Ofgem

 Com

mon

 Methodology to

 assess 

asset related

 risks.  The

 prin

ciples and

 process are docum

ented 

in Asset Life

cycle Managem

ent a

nd th

ree models have been 

developed to assess and forecasting risk for d

istribution poles, 

conductors, and

 crossarms.  This advanced

 asset risk modelling 

is to

 support to

 fully develop

 a risk based

 long

 term

 investment 

plan

 to determine the optim

al timing for a

sset re

placem

ent. 

79Use and

 

maintenance of 

asset risk 

inform

ation

How

 does the organisatio

n ensure 

that th

e results

 of risk assessments 

provide input into the identification 

of adequate resources and training

 

and competency needs?

2TLC review

s and analyses th

e results

 of the

 risk assessm

ent, 

once an understanding is gained the results

 are th

en used to help 

identify the resources, training

 and

 com

petency require

ments to

 

achieve the asset m

anagem

ent strategy. TLC

 believes on

‐going

 

training, assessm

ent a

nd monito

ring is im

portant to ensure staff 

are competent to

 com

plete assigned

 tasks. 

82Legal and

 other 

require

ments

What p

rocedure does the 

organisatio

n have to

 identify and 

provide access to

 its legal, 

regulatory, statutory and

 other asset 

managem

ent requirements, and

 how

 

is re

quire

ments incorporated

 into th

e 

asset m

anagem

ent system?

2The Asset M

anagem

ent P

olicy identifies TLC's legal, regulatory 

and statutory require

ments. It a

lso identifies the regulatory 

compliance documentatio

n that must b

e prepared

 and

 published 

by th

e asset a

nd engineerin

g team

.  Electronic copies of TLC's  

regulatory docum

ents are available on

 the TLC website and

 

bound paper copies are available be

 by request.

 1 April 2018

 – 31 March

 2028

The Line

s Co

mpany

 Ltd

 

 Appendices | 147

 

Company Nam

e

AMP Planning

 Period

Asset M

anagem

ent Standard Applied

SCHED

ULE 13: REPORT ON ASSET M

ANAGEM

ENT MATU

RITY (con

t)

Que

stion No.

Function

Que

stion

Score

Eviden

ce—Summary

User G

uidance

88Life Cycle 

Activities

How

 does the organisatio

n establish 

implem

ent and maintain process(es) 

for the implem

entation

 of its asset 

managem

ent plan(s) and control of 

activities across the creation, 

acquisition or enhancement of 

assets.  This includes design, 

modification, procurement, 

construction

 and

 com

missioning 

activities?

2TLC is in

 the

 process of putting in place processes and

 

procedures to manage and control the

 delivery of asset 

managem

ent plans.  The

 design, modification, construction and 

commissioning activities are set out in

 TLC's distribution 

standards and the operations of assets are covered

 by the 

operating procedures. The

 Basix database is used to record the 

creation, acquisitio

n, procurement and enhancem

ent of network 

assets as well as recording asset inform

ation, condition

 and

 

expenditure.

91Life Cycle 

Activities

How

 does the organisatio

n ensure 

that process(es) and/or procedure(s) 

for the implem

entation

 of asset 

managem

ent plan(s) and control of 

activities during maintenance (and 

inspection) of assets are sufficient to 

ensure activities are carried out 

under specified conditions, are 

consistent with

 asset managem

ent 

2TLC’s process and

 procedures are review

ed regularly; the

 asset 

managem

ent procedure, distribution standard and

 operating

 

procedure are review

ed every 12‐18

 months. Due

 to the 

increasing

 regulatory requirem

ent the Basix database is 

constantly reviewed

 and

 updated

 to ensure it is effective and

 

efficient as well as ensuring

 it aligns with the asset managem

ent 

policy, strategy and objectives and

 the

 asset managem

ent plan.

AMP, Distribution Standard, 

Operating

 Procedures, Basix 

Database  

95Performance and

 

condition 

monitoring

How

 does the organisatio

n measure 

the performance and

 conditio

n of its 

assets?

2Reliability monitoring is done via the Basix system. Fault 

inform

ation is entered

 from daily reporting

 sheets, which in

 turn 

are completed

 from a variety of sources including SCADA, the

 

telephone database and

 control room data. M

onthly perform

ance 

reports are generated and review

ed at managem

ent level and

 

reported

 at board level. Equipm

ent failures in the

 various 

sections of the network and the SAIDI/SAIFI effects of these are 

monitored

 closely.  Reports are set up in the

 Basix system to 

produce the regulatory and

 internal perform

ance data, including 

Com

merce Com

mission

 Decision reports. The

 BASIX system

 is 

used

 to report asset perform

ance and

 effectiveness such as 

voltage complaints and system

 com

ponent fa

ilures. The

 ratio of 

billed kVA to the sum of the kVA of distribution

 transform

ers is 

determ

ined

 from BASIX and the billing

 data system

 running

 

sequel server reports. N

etwork technical losses are calculated

 

using models that include the effects of generation.  The

 BASIX 

system

 is also used

 to report on the custom

er service levels. 

These include time to restore supply and maximum

 num

ber of 

shutdowns.  

AMP, Basix Database

The Line

s Co

mpany

 Ltd

 1 April 2018 – 31

 March

 2028

 

 Appendices | 148

 

Company Nam

e

AMP Planning

 Period

Asset M

anagem

ent Standard Applied

SCHED

ULE 13: REPORT ON ASSET M

ANAGEM

ENT MATU

RITY (con

t)

Que

stion No.

Function

Que

stion

Score

Eviden

ce—Summary

User G

uidance

99Investigation of 

asset‐related 

failures, 

incidents and 

nonconform

ities

How

 does the organisation

 ensure 

responsibility and the authority for 

the handling, investigation and 

mitigation of asset‐related

 failures, 

incidents and em

ergency situations 

and non conformances is clear, 

unam

biguous, understood and 

communicated?

2.5

The responsibility and the authority for the handling, 

investigation and mitigation of asset‐related

 failures, incidents 

and em

ergency situations and

 non

‐conform

ances are 

documented and outlined

 in TLC's Accidents/Incident 

Managem

ent Procedure and the Network Access and Operating

 

Com

petency Procedure. The

 Accidents/Incident Managem

ent 

Procedure is com

municated

 to em

ployees during

 the

 com

pany 

induction. The

 Network Access and Operating

 Com

petency 

Procedure is com

municated

 during the network induction 

Process.  TLC

 recognises there are some inconsistencies in 

investigation of asset‐related

 failures, incidents and 

nonconform

ities.

Accidents/Incident 

Managem

ent Procedure. 

Network Access and Operating

 

Com

petency  

105

Audit

What has the organisation

 done to 

establish procedure(s) for the

 audit 

of its asset managem

ent system

 

(process(es))?

2TLC recognises and understands the need

 for systematic checks, 

especially of the effectiveness of its asset managem

ent process. 

Currently the

 asset managem

ent procedures and

 processes are 

review

ed every 12‐18

 months; changes to the procedures and

 

processes are made to reflect the

 outcomes of the review

.

Review Log

 for Processes and

 

Procedure

109

Corrective & 

Preventative 

action

How

 does the organisation

 instigate 

appropriate corrective and/or 

preventive actions to eliminate or 

prevent the causes of identified

 poor 

performance and

 non

 conform

ance?

2Investigation and mitigation of asset‐related

 failures, incidents 

and em

ergency situations and

 non

‐conform

ances are 

documented in TLC's Accidents/Incident Managem

ent Procedure 

and the Network Access and Operating

 Com

petency Procedure. 

As part of the accident/incident investigation a Root Cause 

Analysis (RCA) is conducted

 is to identify the

 factors that 

resulted

 in the

 nature, the

 magnitude, the

 location, and

 the

 

timing of the

 harmful outcomes (consequences) of one

 or more 

past events in order to identify what behaviours, actions, 

inactions, or conditions need to be changed to prevent recurrence 

of similar harm

ful outcomes and

 to identify the

 lessons to be 

learned to promote the achievem

ent of better consequences.

Nonconformities and incidents 

are outline in operating

 

procedure 12

 ‐ appendix D. 

Root Cause Analysis is carried

 

out on

 asset related

 failure.

113

Continual 

Improvem

ent

How

 does the organisation

 achieve 

continual improvem

ent in the

 

optimal com

bination

 of costs, asset 

related risks and the performance 

and condition of assets and asset 

system

s across the

 whole life cycle?

2.5

TLC has started

 a journey to im

prove their asset managem

ent 

practice using

 ISO 55000

 guideline and an

 improved

 asset 

managem

ent system

 is established based on

 the

 requirements 

outlined

 in ISO 55001.  Continuous Improvem

ent is an elem

ent of 

the system

 which is interacting with asset lifecycle and

 

performance.  TLC has assessed asset  health and

 risk 

system

ically to identify continuous improvem

ent opportunities in 

life cycle for selected

 asset types and

 with the system

 put in

 

place the process will apply to more asset types. 

Performance Target,  B

asix 

database im

provem

ents 

The Line

s Co

mpany

 Ltd

 1 April 2018 – 31

 March

 2028

 

 Appendices | 149

 

Company Nam

e

AMP Planning

 Period

Asset M

anagem

ent Standard Ap

plied

SCHE

DULE 13: REPOR

T ON AS

SET M

ANAG

EMEN

T MAT

URITY (con

t)

Questio

n No

.Functio

nQu

estio

nScore

Eviden

ce—Summary

User Guidance

115

Continual 

Improvem

ent

How does th

e organisatio

n seek and

 

acquire

 know

ledge about n

ew asset 

managem

ent related

 technology and

 

practices, and

 evaluate their 

potential benefit to th

e organisatio

n?

2.5

TLC acquire

s knowledge

 about new

 asset managem

ent related

 

technology and

 practice

s by researching

 international papers a

nd 

standard to

 identify b

enchmarks fo

r asset managem

ent p

ractice

s, 

as well as s

ending

 engineerin

g staff o

n conferences a

nd fo

rums 

to gain know

ledge of new

 and

 innovative asset m

anagem

ent 

techniques and

 practice

s. TLC also active

ly engage

 in industry 

discussio

ns with

 other netwo

rking companies, professional 

bodies and

 regulatory bodies a

bout what a

re th

e best asset 

managem

ent system, technology a

nd practice

s.

R&D documents. 

The Lin

es Com

pany

 Ltd

 1 April 2018

 – 31 March

 2028

 

 Appendices | 150

SCHEDULE 14A: MANDATORY EXPLANATORY NOTES ON FORECAST INFORMATION 

1. This Schedule requires EDBs to provide explanatory notes to reports prepared in accordance with clause 2.6.6.  

2. This Schedule is mandatory – EDBs must provide the explanatory comment specified below, in accordance with clause 2.7.2.  This information is not part of the audited disclosure information, and so is not subject to the assurance requirements specified in section 2.8.  

Commentary on difference between nominal and constant price capital expenditure forecasts (Schedule 11a). 

3. In the box below, comment on the difference between nominal and constant price capital expenditure for the current disclosure year and 10 year planning period, as disclosed in Schedule 11a.      

Commentary on difference between nominal and constant price capital expenditure forecasts (Schedule 11a). 

4. In the box below, comment on the difference between nominal and constant price operational expenditure for the current disclosure year and 10 year planning period, as disclosed in Schedule 11b. 

 

 

 

 

 

 

 

   

Box 1: Commentary on difference between nominal and constant price capital expenditure forecasts: 

Inflation of 2% has been applied across the planning period commencing in year 2. 

Box 2: Commentary on difference between nominal and constant price operational expenditure forecasts: 

Inflation of 2% has been applied across the planning period commencing in year 2. 

 

 Appendices | 151

Appendix D: Director Certification

SCHEDULE 17: CERTIFICATION FOR YEAR‐BEGINNING DISCLOSURE 

Pursuant to Clause 2.9.1 of Section 2.9 

We, RICHARD KROGH and ROGER SUTTON, being directors of The Lines Company Limited certify that, having made all reasonable enquiry, to the best of our knowledge: 

a)  The following attached information of The Lines Company Limited prepared for the purposes of clauses 2.6.1, 2.6.3, 2.6.6 and 2.7.2 of the Electricity Distribution Information Disclosure Determination 2012 in all material respects complies with that determination. 

b)   The prospective financial or non‐financial information included in the attached information has been measured on a basis consistent with regulatory requirements or recognised industry standards. 

c)  The forecasts in Schedules 11a, 11b, 12a, 12b, 12c and 12d are based on objective and reasonable assumptions which both align with The Lines Company’s corporate vision and strategy and are documented in retained records. 

 

 

 

 

 

 

 DIRECTOR 

Date: 28 March 2018 

  DIRECTOR 

Date: 28 March 2018