Các chiến lược thay thế tài sản trong những lưới điện lâu năm : bảo trì định kỳ (PM) và bảo trì theo điều kiện(CBM).

Lưới điện bao gồm số lượng lớn phần tử và điểm đấu nối làm thành mạng lưới cung cấp năng lượng. Những năm 1880 thì việc cấp điện chiếu sáng mới khởi đầu chỉ như những thiết trí dành cho từng nhóm khách hàng riêng lẻ, đến đầu thế kỷ 20, hầu hết các lưới điện đã trở thành tài sản do chính phủ kiểm soát và được xem như một dịch vụ công cung cấp với mức giá quy định nào đó. Những lưới điện này có xu hướng quá chằng chịt, quá thiên về phục vụ và thường chỉ còn áp dụng trong ngữ cảnh thuộc lợi ích quốc gia. Tuy nhiên, đến cuối thế kỷ 20, năng lượng được nhìn nhận là vấn đề chiến lược và không còn được cung cấp với bất kỳ giá nào bởi nó đã là một thành tố quan trọng của sản xuất và cần được kiểm soát do sự gia tăng cạnh tranh quốc tế. Cùng với độ tin cậy, nhu cầu phải hiệu quả về chi phí đã trở thành một ưu tiên.

Các thành phần và điểm đấu nối trong lưới điện bất kỳ phải đáp ứng các quy chuẩn về cung cấp điện. Song hầu hết thiết bị lưới điện hao mòn do những cơ chế tác động bởi nhiệt độ, điện từ trường, cơ giới, phá hoại và điểu kiện môi trường như sương nhiễm muối và axít. Do đó mà những hoạt động bảo trì ngăn ngừa cũng như sửa chữa là cần thiết.  Cuối cùng, việc thay thế thiết bị cũng là cần thiết. Chi phí, nguồn nhân lực, vật liệu cũng như kế hoạch cắt điện nằm trong những nỗ lực và rủi ro tại các doanh nghiệp điện lực. Thiếu đảm bảo về những nỗ lực như vậy sẽ tạo thêm rủi ro  và do đó, các chiến lược bảo trì yêu cầu có sự cân nhắc thích đáng.

Bài viết này gởi đến INMR từ Robert Ross, làm việc ở Phòng quản trị tài sản và độ tin cậy thuộc Viện khoa học và phát triển và là Giáo sư ngành Tin cậy trong hệ thống năng lượng cao áp tại Đại học công nghệ Delft – Hà Lan, đưa ra tổng quan về Quản trị tài sản cũng như các kiểu bảo trì sửa chữa, bảo trì trên cơ sở thời gian (định kỳ), trên cơ sở tình trạng (CBM) và bảo trên cơ sở rủi ro (RCM) cùng với nơi áp dụng chúng nhiều nhất. Dự phòng (theo nghĩa là mạch đôi hoặc phần tử song song sẵn sàng làm thay vai trò của phần tử đang làm việc) đóng vai rò quan trọng trong các lưới điện nhằm bảo đảm an ninh năng lượng. Với xu hướng trì hoãn việc thay thiết bị và để thu lợi  nhiều nhất có thể về thời gian vận hành của thiết bị-tài sản, thành phần dự phòng bị đặt vào mức giới hạn. Do đó, bài viết này cũng dành sự quan tâm đến sự mất mát về chất lượng (giảm chất)  của thành phần dự phòng khi mà tuổi thọ tài sản được kéo dài. Một kết luận quan trọng rút ra là , ngay cả khi không xảy ra hư hỏng, một tình trạng không mong muốn có thể nảy sinh ở nơi mà thành phần dự phòng không khả dụng nữa.


Bối cảnh

Nhu cầu mua bán điện xuyên biên giới trong những khu vực khác nhau của thế giới dần trở thành như một cách bảo đảm cung cấp năng lượng an toàn và hiệu quả về chi phí . Toàn cầu hóa là một trong những hệ quả của sự điều hành hướng tới bảo đảm đủ năng lượng, giữ  giá cả phải chăng , bảo vệ môi trường, giảm biến đổi khí hậu và tận dụng lưới điện. Ví dụ như Châu Âu, chính sách năng lượng được tóm lược là “bền vững, bảo đảm và phải chăng” . Chính sách này có những hệ quả sâu xa . Những lưới điện truyền thống đã được tổ chức như một chuỗi bao gồm các nhà máy điện nối đến một mạng truyền tải và mạng phân phối. Việc bán điện đến cho phụ tải công nghiệp và người dùng cuối khác cũng thuộc về cùng một doanh nghiệp dịch vụ điện (công) quản lý nguồn và lưới đó. Tuy nhiên, gần cuối thế kỷ 20, chuỗi cung ứng truyền thống như vậy thực tế đã bị tách ra và khâu sản xuất điện, khâu bán điện đã được tư hữu hóa.

H.1: Chia tách chuỗi cung ứng điện năng . Khâu sản xuất và bán điện được tư nhân hóa trong khi khâu truyền tải  và phân phối còn giữ hình thức độc quyền nhưng đặt dưới sự giám sát của một bộ phân điều tiết thuộc chính phủ. Việc chuyển dịch này đã kết thúc độc quyền nhà nước trong việc cung cấp điện và được trợ giúp bởi sự bổ sung của biện pháp quản trị tài sản hiện đại.

Ghi chú:  E-production : sản xuât điện; Transmission : truyền tải điện; Distribution : phân phối điện; Supply to End-users : cung cấp đến người dung cuối hay bán lẻ; Privatized : tư hữu hóa ; Regulated Monopoly : độc quyền có điều tiết.

Các lưới điện cần vốn lớn và có tác động về môi trường  rộng đến mức không có những khoản đầu tư hoặc hành lang an toàn mở rộng nào là sẵn có để xây dựng hạ tầng song song đủ sức canh tranh. Hiểu theo nghĩa hẹp, thường chỉ có một lưới điện chia sẻ cho nhiều nhà cung cấp dùng chung .  Doanh nghiệp quản lý do đó giữ độc quyền về lưới truyền tải và phân phối. Tuy nhiên, khi theo đuổi mục tiêu hiệu quả và phải chăng về chi phí, nhiều quốc gia thiết lập cơ quan điều tiết để giám sát và xác định giá cho thị trường điện cũng như các tiêu chuẩn về chất lượng điện. Điều này bảo đảm rằng các chủ tài sản lưới điện hoặc người vận hành lưới không thể chi phối giá dịch vụ truyền tải và phân phối của họ. Theo cách này, trong khi các doanh nghiệp lưới điện giữ độc quyền về mặt vật lý, họ được so sánh với thực tiễn tốt nhất trong phạm vi toàn cầu và đối mặt với án phạt nếu hạ thấp độ tin cậy hoặc giảm chất lượng dịch vụ , hoặc thu phí quá cao.

Những nhiệm vụ và cấu trúc cụ thể có lẽ khác nhau ít nhiều giữa các quốc gia nhưng trách nhiệm của những Đơn vị  vận hành hệ thống phân phối (DSOs)  và Đơn vị vận hành hệ thống truyền tải (TSOs) về cơ bản bao gồm duy trì một mạng lưới điện  cũng như cung cấp các đấu nối giữa các nhà sản xuất điện và các khách hàng tiêu thụ. Hơn thế nữa, TSOs còn duy trì cân bằng cung-cầu điện năng. Trong ngữ cảnh này, việc quản trị tài sản của các doanh nghiệp điện nhắm tới cung cấp một hạ tầng vững mạnh, đảm bảo và chi phí hợp lý. Điều này dẫn đến những giải pháp khác nhau được áp dụng trong phần lớn thời gian của thế kỷ 20 khi chất lượng kỹ thuật của việc cung cấp điện tin cậy đối mặt với những ràng buộc phải hạ thấp về tài chính và nguồn lao động (như thông thường với hầu hết các dịch vụ công). Ngoài các hình thức bảo trì khắc phục  (CM: Corrective Maintenaince) và theo định kỳ (PBM: Period Based Maintenaince), các dạng bảo trì mới như bảo trì dựa trên tình trang (CBM: Condition Based Maintenaince) và bảo trì dựa trên rủi ro (RBM: Risk Based Maintenaince) đã được phát triển, được hỗ trợ bởi các công cụ chẩn đoán, giám sát tình trạng, chỉ số sức khỏe và chỉ số rủi ro. CBM tập trung vào chức năng của bộ phận lưới điện. RBM cũng tính tới hậu quả của hoạt động sai chức năng vốn được đo lường dưới dạng các giá trị có tính thương mại có thể bao gồm độ an toàn, chất lượng điện năng, mức đảm bảo cung cấp, …Tuy nhiên, CBM và RBM không nhất thiết luôn luôn là khả thi hơn hay tiết kiệm hơn các dạng bảo trì truyền thống như CM và PBM.

Những hướng bảo trì

H.2. Tài sản lưới điện hao mòn do điều kiện môi trường cũng như các nhân tố bên ngoài chẳng hạn như phá hoại.

Các thành phần của lưới điện vật lý là những tài sản hữu hình, hợp nhau thành hạ tầng mạng lưới điện. Việc quản trị tài sản (AM) là thuật ngữ tập hợp dành cho việc đưa ra quyết định và triển khai các kế hoạch sao cho đạt được sự cân bằng nào đó giữa sự thực thi, sự nỗ lực với các rủi ro cùng với việc khai thác những tài sản này. Do đó, một hệ thống AM là một tập hợp có tổ chức của các hoạt động được phối hợp và mang tính hệ thống với muc tiêu duy trì sự kiểm soát . Nhiều tiêu chuẩn khác nhau đã được phát triển dành cho thực hành chung về AM, bao gồm PASS 55 và ISO 55000.

H.3. Kiểm tra bằng mắt dùng ống nhòm thường để xác định các bộ phận có nguy cơ cao bị hư hỏng hoặc khi cần chẩn đoán bổ sung về tình trạng của thiết bị.

H.4. Qua kiểm tra xác định được chống sét van hư hỏng, sau đó điều tra  tiếp  để tìm nguyên nhân gốc.

Một khía cạnh  quan trọng của AM là chọn lựa dạng bảo trì phù hợp nhất . Bảo trì được định nghĩa bao gồm các hoạt động kiểm tra, bảo dưỡng và thay thế. Những bộ phận có thể được sự dụng càng lâu thì càng thu được nhiều giá trị. Đồng thời, công việc bảo trì càng nhiều chi phí, càng kém sinh lợi nên cản trở việc đầu tư. Hơn nữa, nếu chức năng thiết bị bị hủy họai và sự cố xảy ra, với những hậu quả đáng kể có thể có, giá trị về thương mại bị tổn thương nghiêm trọng. Trách nhiệm pháp lý và các phí tổn khắc phục cũng như sự tổn hại danh tiếng có thể phát sinh không tương xứng và làm hỏng tất cả các lợi ích có được từ việc kéo dài tuổi thọ của những tài sản đã làm việc lâu năm.

Căn cứ điều này, CM có thể đóng góp tốt nhất ra sao cho năng lượng bền vững, bảo đảm và phải chăng? Dưới đây là một tóm lược về các cách bảo trì khác nhau và ưu- khuyết điểm về tối ưu hóa cấu trúc.  Trước tiên, những hướng  cơ bản của công tác bảo trì và thay thế được thảo luận để xác lập ngữ cảnh và đưa ra định nghĩa. Kế đến, thông tin này được áp dụng vào những tài sản có thể chẩn đoán được. Cuối cùng, vai trò của thành phần dự phòng được nghiên cứu.

Các hoạt động và dạng bảo trì

Bảo trì lưới điện và các bộ phận của nó có thể được định nghĩa  theo những cách khác nhau và dành cho mục đích của cuộc thảo luận này, chúng được chia thành 3 “lớp” hoạt động:

  • Kiểm tra :

Các hoạt động hoặc công việc giám sát để đánh giá chức năng và tình trạng của tài sản;

  • Bảo dưỡng:                                                           

Các hoạt động để phục hồi hoặc nâng cao chức năng và tình trạng của tài sản, thông thường nhắm tới kéo dài tuổi thọ cho chúng;

  • Thay thế

Tháo một tài sản và lắp vào, thường là bằng một tài sản mới .

Các dạng bảo trì trên đây nữa (CM,PBM,CBM,RBM) có thể được áp dụng vào từng trong số 3 “lớp” hoạt động. H.5 thể hiện các dạng bảo trì đáp ứng ra sao với cái gọi là tần suất rủi ro , h, là độ đo khả năng mà một tài sản đang làm việc sẽ bị hư hỏng trong tương lai gần. Một mô tả  về các dạng này như sau:

  • Bảo trì dạng khắc phục (CM)

Các hành động để phục hồi tính năng yêu cầu sau trục trặc bất kỳ được ghi nhận, thường có nghĩa là sửa ( tức là bảo dưỡng) hay thay thế. Một ưu điểm là toàn bộ tuổi thọ của tài sản sẽ bảo đảm đúng, nhưng có một khuyết điểm là sự cố có thể xảy ra bất ngờ . Hơn thế, cần phải có sự linh động để đáp ứng phù hợp với những sự cố có thêm do rủi ro tiềm tàng . Tính khẩn cấp của các sự cố kiểu này thường tốn phí nhiều hơn so với những hành động theo kế hoạch có sẵn.

  • Bảo trì dựa trên định kỳ (PBM):

Hoạt động phòng ngừa ( tức là kiểm tra, bảo dưỡng, thay thế) được hoạch định dựa trên một số biến số , chẳng hạn như số giờ vận hành, số lần chuyển mạch, … và không dựa trên duy nhất là thời gian . Ưu điểm của PBM là cho phép lập kế hoạch hiệu quả cho nguồn lực và cũng ngừa được sự cố. Tuy nhiên, một khuyết điểm là kế hoạch chính yếu dựa trên những tài sản có thể hiện yếu trong nhóm các tài sản cùng loại và do đó không tối ưu về chi phí. Việc bảo trì quá mức và chi phí thay thế cao hơn có xu hướng gắn với PBM nhưng lợi ích vẫn còn đang được kiểm soát.  

  • Bảo trì dựa trên tình trạng:

Hành động phòng ngừa trước tiên dựa tên tính năng/ tình trạng nhận biết được của tài sản  thông qua các cảm biến và/hoặc các trang bị giám sát và chẩn đoán thường xuyên. Hành động bảo trì phòng ngừa chỉ được thực hiện khi các chỉ số giám sát thể hiện có bất thường hoặc giảm mức hiệu quả trên tài sản. Ưu điểm của dạng bảo trì này là chỉ bảo trì khi cần, giảm số lần dừng tài sản . Tuy nhiên, khuyết điểm là đầu tư ban đầu lớn do chi phí lắp thiết bị giám sát, đào tạo về chẩn đoán, cùng với khó khăn trong việc lựa chọn cảm biến phù hợp và thậm chí có thể phải chỉnh sửa trên kết cấu tài sản. 

• Risk-Based Maintenance (RBM)

  • Bảo trì dựa trên rủi ro (RBM)

Hành động phòng ngừa trước tiên dựa tên tính năng/ tình trạng nhận biết được của tài sản và thứ hai là dựa trên sự mở rộng đến cái mà một sự cố hay trục trặc có thể tác hại lên những giá trị thươgn mại chính yếu, chẳng hạn như độ an toàn, trách nhiệm pháp lý, ảnh hưởng tài chính…RBM không nhất thiết là hiệu quả về chi phí hơn CBM nhưng nhắm tới một hiệu quả tổng thể tốt hơn theo nghĩa phối hợp các giá trị, thứ có thể hoặc không thể dễ dàng quy ra tiền được.

Ở đây cũng cần làm rõ về hai thuật ngữ có thể đã được hiểu lẫn lộn , đó là Bảo trì dựa trên rủi ro (RBM) và Bảo trì tập trung (vào) độ tin cậy (RCM: Reliability Centered Maintenance).

Có cả loạt biệt ngữ thường được dùng có hơi lệch lạc và bị bỏ khi trở thành RCM ( bảo trì tập trung vào độ tin cậy), nhưng đơn giản , RCM là một quá trình có lớp lang xác định những vấn đề mà khi được giải quyết thì làm tăng năng lực sản xuất của thiết bị và tài sản , trong khi giúp giảm chi phí bảo trì. RCM không nhất thiết là một phương pháp bảo trì, mà đúng hơn, nó là một phương pháp phân tích  các hư hỏng để xác định những phương pháp bảo trì nào sẽ là hữu hiệu nhất cho từng bộ phận của tổng thể tài sản.

Bảo trì dựa trên rủi ro  (RBM) có được thể hiểu khá thô và phức tạp, nhưng tóm lược là, nó giúp xác định cách sử dụng nguồn lực dành cho bảo trì là kinh tế nhất. Điều này nghe có vẻ phức tạp, nhưng quá trình thì thật sự tương đối đơn giản. Chính yếu của RBM là tìm ra những thiết bị có vấn đề hoặc ở tình trạng tới hạn và đầu tư tài nguyên dành cho bảo trì vào đó đồng thời tránh đầu tư vào những tài sản không phải ở mức “tới hạn”. 

Tóm lại, khác biệt giữa RCM và RBM là ở chỗ : người ta sử dụng RBM để quyết định thiết bị nào cần tập trung vào, trong khi RCM dùng để xác định phương pháp bảo trì nào là phù hợp nhất cho thiết bị đang được xem xét.

Trong đó :

  • T là thời gian, tính bằng năm.
  • Tần suất là hàm theo thời gian : h(t).
  • Màu xanh nét liền : tần suất rủi ro hang nămvới PBM chu kỳ T=8 năm, hoặc với CBM có tần suất tối đa =0,000375 lần/ năm.
  • Màu xanh nét đứt : tần suất trung bình cho PBM với T= 8 năm hoặc vơi CBM có tần suất tối đa =0,000375 lần/ năm.
  • Màu đỏ nét liền : tần suất rủi ro hàng nămvới PBM chu kỳ T=11 năm, hoặc với CBM có tần suất tối đa =0,00071 lần/ năm.
  • Màu xanh nét đứt : tần suất trung bình cho PBM với T= 11 năm hoặc vơi CBM có tần suất tối đa =0,00071 lần/ năm.

Mặc dù thông tin và công nghệ cần cho mỗi dạng bảo trì có thể là khác nhau nhưng không thể nói rằng một dạng bảo trì nào đó là hoàn toàn ưu việt và hiệu quả hơn dạng khác. Đúng ra, một dạng bảo trì nào đó là phù hợp nhất phụ thuộc nhiều vào  mục đích, vào độ cân bằng giữa phí tổn về vận hành với  phí tổn đầu tư , cũng như vào tình huống cụ thể. Ví dụ, cáp chứa dầu áp lực  có thể được kiểm tra định kỳ áp suất dầu ( tức là PBM) và bổ sung dầu nếu cần thiết (tức là CM/CBM ). Tương tự, cáp cách điện bằng PE  về nguyên tắc là không cần kiểm tra nhưng phải sửa chữa khi có hư hỏng (túc là CM), hoặc, nếu phân tích dấu vết cho thấy nguy cơ hư hỏng thì phải thay thế (CM/RBM). Cuối cùng, Đơn vị quản lý có thể áp dụng lịch trình thay thế hiết bị theo thời hạn, chẳng hạn như thay cáp ngầm sau 40 hoặc 50 năm vận hành (tức là thay thế theo PBM). Trong khi làm như vậy là hy sinh một phần tuổi thọ còn khả dụng của tài sản nhưng bù lại sẽ tiết kiệm được chi phí gắn với những tình huống sự cố khẩn cấp. Hơn nữa, PBM cho phép lập kế hoạch dễ dàng hơn. Trong thực tế, các đơn vị có nhiều lý do để áp dụng hỗn hợp các dạng bảo trì đã nêu.

Độ tin cậy, độ sẵn sàng , dự phòng và công việc sửa chữa

Độ tin cậy, R, liên quan đến khả năng một hệ thống làm tròn chức năng của nó. Các tài sản được xem là làm việc tốt ở thời điểm mới đưa vào vận hành và tuổi thọ được đánh dấu vào lúc nó bị hỏng hoặc bị thay thế bởi những lý do khác. Việc kiểm tra và bảo dưỡng có thể kéo dài tuổi thọ của tài sản bằng các dạng bảo trì PBM hoặc CM . R sẽ bằng 1 trừ đo xác suất sự cố (hỏng): R=1-F

Tuy nhiên, một số hệ thống có thể được khôi phục sau khi đã hỏng hóc . Tình hình này đúng với những bộ phận cụ thể nhưng thường áp dụng cho một mạch, một điểm đấu nối hoặc một lưới điện, bằng cách thay thế bộ phận hỏng. Các hệ thống có thể sửa chữa được cân bằng giữa một trạng thái “làm việc” với trạng thái “sự cố”, tức là có những thời đọan hệ thống thực hiện được chức năng của nó, và có những lần nó nằm trong trạng thái “đang đựơc sửa chữa”. Độ sẵn sàng, A. được định nghĩa là Tỉ số khoảng thời gian, Tup, bắt đầu sẵn sàng vận hành cho đến khi hư hỏng, với tổng thời gian T (bằng tổng của Tup với thời gian dừng , Tdown, tính từ sau khi tài sản bị hư hỏng cho đến khi được đưa trở lại vận hành):

Một điều chắc chắn là bất kỳ sự kiện nào có thể xảy ra cũng sẽ thành hiện thực vào ngày nào đó, tuy là không mong muốn.  Trong hầu hết các lưới điện, sự chắc chắn này thường được tính tới bằng cách dùng 02 đại lượng phân biệt nhau, bổ sung vào các dạng bảo trì nêu trên, đó là:

  • Dự phòng :

Lắp đặt một điểm đấu nối thành mạch đôi (hoặc dự phòng cao hơn nữa), như trong Bảng 1, ngừa được sự cố ở một mạch đơn làm ngừng điểm đấu nối. Dĩ nhiên, hệ thống sẽ bị giảm mức hoặc không còn dự phòng nữa, sau khi có sự cố đó. Hơn nữa, sự cố ở mạch thứ hai nếu xảy ra trước khi khôi phục xong mạch thứ nhất cũng làm ngưng điểm đấu nối.

 

Nếu một hệ thống có thể khôi phục sau sự cố, việc phụ hồi nhanh hơn chức năng (tức là tốc độ sửa chữa/khôi phục cao hơn) sẽ giảm rủi ro sự cố đồng thời nhiều mạch và tăng độ sẵn sàng của lưới điện.

Kết hợp độ dự phòng và việc khôi phục-thay thế nhanh là biện pháp chung trong các hạ tầng mang tính chiến lược. Tác dụng của cách tiếp cận này có thể được tính toán với cái gọi là chuỗi Markov.  Bỏ qua những chi tiết nằm ngoài chủ đề thảo luận này như là sự phức tạp về toán học, có thể tóm tắt một kết quả tiêu biểu. Đấu tiên, xét một điểm đấu nối không có dự phòng, tức là chỉ có mạch đơn. Giả thiết suất  sự cố  là λ và suất khôi phục là μ. Thời gian trung bình giữa những lần sự cố (MTBF1) của mạch này là:

Trong dài hạn, độ sẵn sàng A∞,1 của mạch là :

Bây giờ xét trường hợp điểm đấu nối có mạch đôi . Giả sử mỗi mạch cũng có các suất sự cố và khôi phục như trên và đều có khả năng gánh hết tải . Lúc này thời gian trung bình giữa những lần sự cố (MTBF2), nghiã là  giữa những sự kiện làm gián đoạn cả 2 mạch, là (lưu ý thông thường thì (μ >> λ) :

Và độ sẵn sàng :

Nhằm dễ hình dung hơn và nhằm mục đích so sánh, giả sử rằng một mạch sẽ sự cố 01 lần cứ sau mỗi 20 năm (λ=1/20 Năm) và việc sửa chữa để khôi phục một mạch sau sự cố cần 10 ngày (μ = 0.1 /Ngày = 36.5 /Năm) . Bảng 1 so sánh MTBF và A  cho một mạch cũng như cho 2 mạch. Kêt quả chỉ ra rằng điểm đấu nối có dự phòng (2 mạch) có MTBF bằng 366 lần khi chỉ có mạch đơn . Nói cách khác, Độ không sẵn sàng (1-A∞)  của điểm đấu nối dùng mạch đơn thì cao hơn rất nhiều so với dung mạch đôi. Mạch đơn cho độ sẵn sàng trung bình bằng 99%. Theo nghĩa chung, bất cứ phần trăm nào lớn hơn 99%  có thể được xem là thỏa đáng nhưng đối với một loại dịch vụ chiến lược như cung cấp điện thì như vậy là chưa đủ. Thực vậy, nếu cho một mạng lưới gồm hàng ngàn điểm đấu nối thì nếu mỗi điểm đấu nối bị tách khỏi vận hành trong khoảng 12 giờ mỗi năm (như cho trong Bảng 1) thì sẽ cần một số lớn hoạt động khắc phục. Đồng thời, còn có vấn đề gián đoạn về mặt xã hội và kinh tế đáng xem xét. Do đó, không có gì kỳ lạ khi quy định MTBF nằm trong dải hàng ngàn năm, chẳng hạn là trên 5000 năm.

Để tránh hiểu nhầm thì con số MTBF > 4000 Năm chẳng hạn không có nghĩa là tuổi thọ của thiết bị >4000 năm mà đúng ra là, thiết bị loại đó chỉ được phép xảy ra nhiều nhất là 1 lần sự cố trong mỗi 4000 năm. Nói cách khác, nếu có 4000 thiết bị trong điều kiện đó, người ta trông đợi chỉ xảy ra nhiều nhất là có 01 thiết bị hư hỏng trong 1 năm. Sự thật là thiết bị có thể lão hóa và có một xác suất hư hỏng cao hơn sau 40 năm vận hành chẳng hạn, nghĩa là MTBF của nó rút ngắn lại trong giai đoạn hao mòn nhanh. Thách thức cho các chủ tài sản là tìm ra cách tối ưu nào đó trong việc quản lý tài sản.  Một mức dự phòng cao có thể hiệu quả khi xây dựng một lưới điện tin cậy nhưng cũng đắt giá nếu tin cậy nghĩa là phải gấp đôi hoặc thậm chí gấp ba lượng đầu tư cần thiết so với khi chỉ sử dụng mạch đơn. Hầu hết các cơ quan điều tiết yêu cầu chủ tài sản phải áp dụng một múc dự phòng nhất định ( đặc biệt đối với các kết nối mang tải nặng hơn) bởi mức quan trọng mang tính chiến lược của việc cung cấp điện. Hơn nữa, việc đạt được tốc độ khôi phục nhanh phụ thuộc vào nhiều yếu tố như là logistics, sự chuẩn hóa của thiết bị và công nghệ, chiến lược lưu trữ vật tư, có sẵn nguồn cung cấp vật tư và dịch vụ, hiện hữu các hợp đồng bảo trì hay không…

(Còn tiếp)


  • Hà Công Minh - TP. Phòng Điều Độ