ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG
TRƢỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

NGUYỄN HOÀNG HẢI

TÍNH TOÁN, ĐÁNH GIÁ VÀ ĐỀ XUẤT CÁC GIẢI PHÁP
NÂNG CAO ĐỘ TIN CẬY LƢỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI KHU
VỰC HUYỆN TƢ NGHĨA, TỈNH QUẢNG NGÃI

LUẬN VĂN THẠC SĨ ĐIỆN KỸ THUẬT

Đà Nẵng, năm 2018


ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG
TRƢỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

NGUYỄN HOÀNG HẢI

TÍNH TOÁN, ĐÁNH GIÁ VÀ ĐỀ XUẤT CÁC GIẢI PHÁP
NÂNG CAO ĐỘ TIN CẬY LƢỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI KHU
VỰC HUYỆN TƢ NGHĨA, TỈNH QUẢNG NGÃI

Chuyên ngành: Kỹ thuật điện
Mã số: 60.52.02.02

LUẬN VĂN THẠC SĨ ĐIỆN KỸ THUẬT

NGƢỜI HƢỚNG DẪN KHOA HỌC: TS. LÊ THỊ TỊNH MINH

Đà Nẵng, năm 2018

MỤC LỤC ........................................................................................................................ .
DANH MỤC CÁC BẢNG ............................................................................................... .
DANH MỤC CÁC HÌNH ................................................................................................ .
DANH MỤC CÁC CHỮ VIẾT TẮT ............................................................................... .
MỞ ĐẦU ......................................................................................................................... 1
1.Lý do chọn đề tài: ......................................................................................................... 1
2.Mục tiêu nghiên cứu: .................................................................................................... 1
3.Đối tƣợng và phạm vị nghiên cứu: ............................................................................... 1
4.Phƣơng pháp nghiên cứu: ............................................................................................. 1
5.Ý nghĩa khoa học và thực tiễn ...................................................................................... 1
6.Tên và bố cục đề tài: ..................................................................................................... 2
CHƢƠNG 1-TỔNG QUAN LƢỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI HUYỆN TƢ NGHĨA ............. 3
1.1.Đặc điểm lƣới điện phân phối huyện Tƣ Nghĩa ........................................................ 3
1.1.1.Vị trí địa lý, đặt điểm tƣ nhiên. .............................................................................. 3
1.1.2.Sơ đồ nguyên lý lƣới điện: ..................................................................................... 3
1.1.3.Khốilƣợng lƣới điện: .............................................................................................. 3
1.1.4.Kết cấu lƣới điện: ................................................................................................... 4
1.2.Phƣơng thức vận hành cơ bản ................................................................................... 4
1.3.Độ tin cậy của lƣới điện phân phối khu vực huyện Tƣ Nghĩa .................................. 5
1.3.1. Độ tin cậy lƣới điện huyện Tƣ Nghĩa trong những năm gần đây .......................... 5
1.3.2. Các nguyên nhân ảnh hƣởng đến độ tin cậy trên lƣới điện khu vực: .................... 5
1.4.Các giải pháp đã áp dụng để nâng cao độ tin cậy...................................................... 7
1.4.1.Đối với đƣờng dây trung áp: .................................................................................. 7
1.4.2.Đối với các TBA phụ tải: ....................................................................................... 9
1.4.3.Đối với các thiết bị đóng cắt, cụm bù trung áp, tủ bù hạ áp: .................................. 9
1.4.4.Đối với đƣờng dây hạ áp và hệ thống đo đếm điện năng: ...................................... 9
1.5.Nhƣợc điểm các giải pháp đang áp dụng để nâng cao độ tin cậy: .......................... 10
CHƢƠNG 2- CÁC PHƢƠNG PHÁP TÍNH TOÁN ĐỘ TIN CẬY ............................ 12
2.1.Khái niệm về độ tin cậy [1]. .................................................................................... 12
2.1.2. Độ tin cậy của hệ thống. ...................................................................................... 12

Excel. .......................................................................................................................... 34
3.3.2.5. Kết quả độ tin cậy lƣới điện do bảo trì bảo dƣỡng lƣới điện hiện trạng (tính
bằng Excel): ................................................................................................................... 34
3.3.3.Độ tin cậy lƣới điện hiện trạng huyện Tƣ Nghĩa:................................................. 34
3.3.Đánh giá lƣới điện hiện trạng: ................................................................................. 35
3.4.Đề xuất phƣơng án cải tạo lƣới điện huyện Tƣ Nghĩa: ........................................... 35


3.4.1.Phân đoạn lại cho trục chính các xuất tuyến: ....................................................... 35
3.4.2.Bổ sung FCO cho các nhánh rẽ ............................................................................ 36
3.4.3.Bổ sung mạch vòng cho xuất tuyến XT475/E16.5:.............................................. 36
3.4.4.Tính toán độ tin cậy do sự cốcủa lƣới điện cải tạo huyện Tƣ Nghĩa: .................. 37
3.4.5.Tính độ tin cậy do bảo trì bảo dƣỡnglƣới điện Tƣ Nghĩa sau cải tạo: ................. 39
3.4.5.1. Xây dựng bảng tính Excel cho lƣới điện sau cải tạo. ....................................... 39
3.4.5.2. Tính toán độ tin cậy bảo trì, bảo dƣỡng lƣới điện sau cải tạo bằng bảng tính
Excel. .......................................................................................................................... 39
3.4.5.3. Kết quả độ tin cậy do bảo trì, bảo dƣỡng lƣới điện Tƣ Nghĩa sau cải tạo: ...... 39
3.4.6.Tính độ tin cậy lƣới điện tổng hợp sau cải tạo: .................................................... 39
3.5.So sánh chỉ tiêu độ tin cậy của lƣới điện huyện Tƣ Nghĩa ...................................... 40
3.6.Phân tích hiệu quả kinh tế. ...................................................................................... 41
KẾT LUẬN CHUNG .................................................................................................... 45
KIẾN NGHỊ ................................................................................................................... 46
PHỤ LỤC .


DANH MỤC CÁC BẢNG
Bảng 1.1: Độ tin cậy thực hiện từ năm 2015-2017 ......................................................... 5
Bảng 3.1: Khối lƣợng lƣới điện tỉnh Quảng Ngãi ......................................................... 28
Bảng: 3.2 Bảng cƣờng độ hỏng hóc và thời giản sửa chữa thiết bị ............................... 29
Bảng 3.3: Bảng độ tin cậy lƣới điện do sự cố lƣới điện hiện trạng ............................... 33

Hình 3.11: Thẻ Static Load Properties .......................................................................... 32
Hình 3.12: Nhập số liệu đầu vào DRA Load ................................................................ 33
Hình 3.13: Sơ đồ nguyên lý lƣới điện sau cải tạo ......................................................... 37
Hình 3.14: Sơ đồ lƣới XT477/E16.1 ............................................................................. 37
Hình 3.15: Sơ đồ lƣới XT477/E16.1 ............................................................................. 37
Hình 3.16: Sơ đồ lƣới XT473/E16.3 ............................................................................. 37
Hình 3.17: Sơ đồ lƣới XT475/E16.3 ............................................................................. 37
Hình 3.18: Sơ đồ lƣới XT475/E16.5 ............................................................................. 38
Hình 3.19: Sơ đồ lƣới XT475/E16.5 ............................................................................. 38
Hình3.20: Đồ thị chỉ tiêu Saidi hiện trạng, cải tạo và mục tiêu .................................... 40
Hình3.21: Đồ thị chỉ tiêu Saifi hiện trạng, cải tạo và mục tiêu ..................................... 40


DANH MỤC CÁC CHỮ VIẾT TẮT
ATM: Áp tô mát
BTBD: Bảo trị, bảo dƣỡng
BTLT: Bê tông ly tâm
EVN: Tập đoàn Điện lực Việt Nam
FCO: Cầu chì tự rơi.
LBFCO: Cầu chì cắt có tải
LA: Chống sét van
LBFCO: Cầu chì tự rơi có tải
QLVH: Quản lý vận hành
LL: Liên lạc
MBA: Máy biến áp
PĐ: Phân đoạn
RC: Máy cắt tự đóng lặp lại
TBA: Trạm biến áp
TNĐK: Thí nghiệm định kỳ


implemented many solutions to improve the reliability forTu Nghia grid,however,
most of solutions have not brought a high efficiency. This project would be
calculated, evaluated and proposed a solution to achive the reliability targets at 2020.
The reability of grid are normally given by 2 components: the reability due to faults
and the reability from grid maintenance situation.In this project, the reliability due to
fault is calculated by Module (DRA) in the PSS/ADEPT program and the reliability
from maintenance services is given by the real statistic Excel data of Tu Nghia
Grid.By analyzing and evaluating the results, a refiguration network solution for
higher reliability of Tƣ Nghia grid is proposed. To evaluate the effectiveness of this
solution, the project compares the reabilities createria (SAIFI, SAIDI)of the actual
Tƣ Nghia grid with its refiguration grid and the objective of reabilities createria in
2020.
Key words –reliability, feeder segmentation,loop network, Tu Nghia grid.


1
MỞ ĐẦU
Lý do chọn đề tài:
Cùng với tiến trình ngành Điện chuyển dần sang hoạt động theo cơ chế thị
trƣờng, khách hàng khu vực huyện Tƣ Nghĩa ngày càng quan tâm và đòi hỏi cao hơn
về chất lƣợng điện năng và độ tin cậy cung cấp điện.
Hiện nay các chỉ tiêu độ tin cậy trên lƣới điện khu vực huyện Tƣ Nghĩa còn khá
cao so với mục tiêu đặt ra đến năm 2020, cụ thể EVNCPC định hƣớng giảm các chỉ số
độ tin cậy (SAIFI, SAIDI, MAIFI) nhƣ sau:
1.

•
Chỉ số năm sau giảm ít nhất 10 - 30% so với năm trƣớc
•
Năm 2020: SAIDI
5. Ý nghĩa khoa học và thực tiễn
 Đáp ứng yêu cầu của khách hàng khu vực huyện Tƣ Nghĩa về:

Chất lƣợng điện năng.

Độ tin cậy cung cấp điện.
 Đánh giá đƣợc độ tin cậy của lƣới điện khu vực huyện Tƣ Nghĩa.
 Đề xuất những giải pháp hợp lý nhất về mặt kinh tế, kỹ thuật, vận hành
2.


2
•
Nhằm nâng cao độ tin cậy cung cấp điện đến năm 2020 đạt: SAIDI

XT479/E16.5

14 - 15

LL

XT475/E16.3

55

56

NR Nghộa Phổồng 1

C/XLPE/DSTA/PVC-3x240
0,198

XT477/E16.1

kWh
3x5A

NR Bồm nổồùc saỷch
cỏỳp 1 Tổ Nghộa

P
Ngha
Dừng


RC

P

RC

P Ngha Hip
74 - 75

06 (43)

07 (44)

01

02

NR Bồm Go?Su

RC

59 - 60

P
Ngha
Thun

NR Nghộa Th?ng 14

NR gaỷch tuy nen Phuù i?ửn

4

Đƣờng dây 22kV: 235,87 km.

Đƣờng 0,4kV: 155,4 km.
1.1.4. Kết cấu lưới điện:

Lƣới điện vận hành ở các cấp điện áp 22 kV, 0.4 kV,0.23 kV.Trong giai
đoạn từ 2003 – 2005,phầnlớn lƣới điện huyện Tƣ Nghĩa đã đƣợc đầu tƣ sửa chữa, cải
tạo, nâng cấp lần lƣợt thông qua các chƣơng trình cải tạo và sửa chữa lớn(Dự án
ADB), cũng nhƣ các chƣơng trình đầu tƣ xây dựng mới lƣới điện hàng năm.

Lƣới điện trung áp vận hành cấp 22kV đƣợc đấu nối từ các TBA 110kV
khu vực, với kết cấu chủ yếu là cột bê tông (phần lớn là cột bê tông ly tâm), xà mạ
kẽm nhúng nóng, cách điện đứng 24kV (sứ đứng đứng, cách điện polyme), cách điện
treo 24kV (sứ bát thủy tinh, cách điện polyme), dây dẫn phần lớn là dây dẫn nhôm
AC, AC/XLPE, đồng trần M (tiết diện 25mm2 đến 185mm2).

Kết cấu trạm biến áp phần lớn đƣợc xây dựng theo kiểu đặt ngoài trời,
MBA đƣợc đặt trên 2 thanh xà chữ U gá lắp trên cột BTLT và một số ít đặt trong nhà,
sơ đồ đấu điện chính gồm:

Sơđồ điện phía cao áp :
 Dùng sơđồ khối đƣờng dây - máy biến áp.
 Dây dẫn từ đƣờng dây đến MBA dùng dây dẫn 12,7/24KV.
 Sử dụng lại 01 bộ FCO 24kV dùng để bảo vệ quá tải, ngắn mạch và đóng
cắt khi không tải.
 Sử dụng lại 01 bộ LA 18kV dùng để bảo vệ quá điện áp khí quyển.

Sơđồ điện phía hạ áp :

Khu vực các xã phía Tây nhƣ Nghĩa Thọ, Nghĩa Sơn, Nghĩa Thắng, Nghĩa Lâm
là khu vực có mật độ giông sét cao và thƣờng xuyên xảy ra gió lốc gây sự cố lƣới điện.
Khu vực các xã Nghĩa Trung, Nghĩa Hiệp, Nghĩa Hà, Nghĩa Hoà nằm ở vùng thấp
trũng nên bị cô lập vào mƣa lũ. Ngoài ra, trên lƣới điện hiện nay vẫn còn một số nhánh
rẽ chƣa đƣợc cải tạo; một số vật tƣ, thiết bị kém chất lƣợng và không đồng bộ nhƣ:
máy biến áp đã vận hành quá lâu; chống sét van xuất xứ Trung Quốc, dây bọc trung áp
sử dụng dây AEV nhƣng phụ kiện khôngđồng bộ; sứ cách điện đứng, cách điện chuỗi;
khóa néo dây; kẹp đấu nối vận hành lâu năm chƣa đƣợc thay thế. Vì vậy việc quản lý
vận hành lƣới điện gặp nhiều khó khăn. Trong những năm gần đây do diễn biến thời
tiết thất thƣờng, mƣa bão thƣờng xuyên xảy ra, cộng với mật độ giông sét tăng cao,
khiến cho lƣới điện thƣờng bị sự cố mất điện trên diện rộng, thời gian khôi phục kéo
dài.
1.3.1. Độ tin cậy lưới điện huyện Tư Nghĩa trong những năm gần đây
Bảng 1.1: Độ tin cậy thực hiện từ năm 2015-2017
Nội
Sự cố 0,4-35kV
BTBD 0,4-35kV
Tổng
dung
Chỉ MAIFI SAIDI SAIFI MAIFI SAIDI SAIFI MAIFI SAIDI SAIFI
tiêu
(lần) (phút) (lần)
(lần)
(phút) (lần)
(lần) (phút) (lần)
2015

1,2

268


951

17,2

2017

0,8

160,7

2,3

4,5

464,3

11

5,3

625

13,3

Nhìn chung các chỉ tiêu độ tin cậy trên lƣới điện khu vực huyện Tƣ Nghĩa năm
trƣớc giảm so với năm sau, tuy nhiên vẫn còn khá cao so với mục tiêu đặt ra đến năm
2020, cụ thể EVNCPC định hƣớng giảm các chỉ số độ tin cậy (SAIFI, SAIDI, MAIFI):
•
Năm 2020: SAIDI
Cây trong và ngoài hành lang va quệt, ngã đổ vào đƣờng dây gây ngắn
mạch nhảy máy cắt, đứt chì.

Tiếp xúc lèo không tốt, dẫn đến phóng điện, gây ngắn mạch nhiều pha.

Khoảng cách pha - đất không đảm bảo dẫn đến phóng điện khi có chim,
chuột, rắn chạm vào.

Cách điện đƣờng dây bị hỏng, nhiểm bẩn không phát hiện và vệ sinh kịp
thời dẫn đến phóng điện gây sự cố.

Đƣờng dây có kết cấu dây trần còn nhiều mối nối bằng kẹp cáp nhôm và
đƣờng dây có kết cấu dây bọc tại các vị trí rẽ nhánh còn sử dụng kẹp răng cách điện,
thƣờng xuyên bị môve gây sự cố.

Một số đoạn dây dẫn liên lạc giữa các xuất tuyến có tiết diện dây dẫn nhỏ
khi đóng liên lạc gây quá tải dây dẫn.


Sự cố các TBA phụ tải:


Máy biến áp bị quá tải do phụ tải tăng đột biến hoặc quá tải dòng pha do
lệch pha MBA.

Cáp lực (tổng, xuất tuyến) của TBA sử dụng cáp có cách điện PVC hoặc
XLPE có màu trắng trong thƣờng xuất hiện tình trạng rạng nứt lớp cách điện khi tiếp
xúc với ánh nắng mặt trời tại đoạn cáp phải bóc lớp cách điện bên ngoài nên dễ gây
phóng điện, dẫn đến ngắn mạch cáp khi trời có mƣa hoặc ẩm ƣớt.


không điều khiển đóng cắt máy cắt bằng điện đƣợc.

-

Các tụ bù, bộ điều khiển đóng cắt bù vận hành quá áp bị sự có nổ tụ, cháy
bộ điều khiển.

-



Sự cố đƣờng dây hạ áp và hệ thống đo đếm điện năng:

Kẹp răng, mối nối bằng kẹp cáp do quá trình thi công không đúng kỹ thuật
dẫn đến move gây sự cố.

-

Một số xuất tuyến do tốc độ phát triển phụ tải nhanh dẫn đến bị quá tải dây
dẫn gây sự cố.

-

Công tơ đo đếm (cầu dao, ATM, dây về công tơ,...) vận hành lâu năm bị hƣ
hỏng dẫn đến sự cố.

-

Phụ tải tăng cao, không thay thế kịp thời hệ thống đo đếm phù hợp công
suất sử dụng, để làm việc quá tải gây sự cố công tơ.


Thí nghiệm thiết bị đóng cắt, cụm bù, hệ đo đếm và trạm biến áp.

-

Về sinh cách điện và bảo dƣỡng lƣới điện.

-

Sửa chữa lƣới điện (thay dây dẫn, xà sứ phụ kiện, thiết bị ...) trên lƣới điện.

-

Đấu nối lƣới điện mới vào lƣới điện hiện trạng.

Các giải pháp đã áp dụng để nâng cao độ tin cậy

1.4.1. Đối với đường dây trung áp:

Thực hiện kiểm tra và bảo dƣỡng, sửa chữa các xuất tuyếnnhằm sớm phát
hiện các hiện tƣợng bất thƣờng có khả năng dẫn đến sự cố, đặc biệt quan tâm thực hiện


8
việc kiểm tra đêm tại các vị trí đấu lèo, rẽ nhánh, và các vị trí lắp đặt thiết bị.

Tiến hành xử lý ngay các hiện tƣợng bất thƣờng trong quá trình kiểm tra
(nếu có thể). Đối với các trƣờng hợp không xử lý đƣợc tại chỗ, phải cập nhật vào sổ
ghi các tồn tại. Hàng tháng vào ngày cuối tháng tổng hợp tồn tại đề xuất đƣa vào kế
hoạch sửa chữa thƣờng xuyên hoặc sữa chửa lớn.

thực hiện phân đoạn đo cách điện đƣờng dây, cáp ngầm; vệ sinh cách điện nhất là khu
vực miền biển, nơi có nhiều bụi bẩn.

Sau khi thi công xong các đấu nối đƣờng dây, nối dây dẫn phải đo điện trở
tiếp xúc của mối nối.

Kiểm tra, thống kê các điểm xung yếu trên lƣới điện, lập phƣơng án sửa
chữa và thi công trƣớc mùa mƣa bão.


Đề xuất lắp đặt thí điểm chụp cách điện đầu sứ cho các xuất tuyến nhánh rẽ


9
thƣờng xuyên có chim, chuột, rắn gây sự cố.
1.4.2. Đối với các TBA phụ tải:

Thực hiện bảo dƣỡng và nâng cao chất lƣợng công tác kiểm tra ngày,
đêm TBA phân phối. Một số nội dung cụ thể:
 Theo dõi mức độ mang tải của các TBA phụ tải. Hàng tháng, quí tổng
hợp các TBA đầy tải, quá tải và non tải (kể cả việc theo dõi mức độ mang tải của biến
dòng), lập phƣơng án phân tải hoặc hoán đổi MBA trong tháng, quí kế tiếp (kể cả việc
hoán đổi hoặc thay thế biến dòng, ATM và cáp tổng).
 Tiến hành sang pha các TBA bị lệch pha, có I0> 15% (Ia + Ib + Ic)/3
ngay trong tuần kế tiếp. Đối với TBA của khách hàng hƣớng dẫn khách hàng tiến hành
sang pha và kiểm tra lại ngay sau khi khách hàng thực hiện xong việc sang pha.
 Tổng hợp các tồn tại sau kiểm tra định kỳ, lập phƣơng án và thực hiện
sửa chữa.

Triển khai thực hiện việc bảo dƣỡng TBA phụ tải theo định kỳ 01 lần/3

Kiểm tra, điềuchỉnh điện áp vận hành lƣới điện đảm bảo giờ thấp điểm
điện áp khoảng (1,05  1,10)Uđm.
1.4.4. Đối với đường dây hạ áp và hệ thống đo đếm điện năng:


Tăng cƣờng việc tỉa, đốn chặt cây xanh dọc đƣờng dây 0,4kV.


10

Kiểm tra, phát hiện các xuất tuyến có khả năng đầy tải hoặc quá tải, đề
xuất lập phƣơng án sửa chữa để tách xuất tuyến hoặc đầu tƣ bổ sung dây dẫn.

Kiểm tra, thống kê các vị trí công tơ đo đếm (thùng công tơ, cầu dao,
áptômát, dây về công tơ, . . .) vận hành lâu năm bị hƣ hỏng và thực hiện sửa chữa theo
từng quý.

Rà roát, thống kê và triển khai thực hiện việc chuyển đấu nối các hộp
chia dây trên lƣới điện 0,4kV từ 03 pha sang 01 pha để chống trƣờng hợp cháy hỏng
thiết bị dùng điện của khách hàng do quá áp khi hỏng tiếp xúc dây trung tính.

Thực hiện kiểm định định kỳ, kiểm tra đột suất hệ thống đo đếm điện
năng để phát hiện các trƣờng hợp công tơ, TI, TU chạy không chính xác hoặc bị cháy,
hỏng, không đảm bảo an toàn vận hành để thay thế, sửa chữa kịp thời.

Kiểm tra công suất sử dụng điện của các khách hàng để phát hiện các
trƣờng hợp công suất tăng cao, để thay thế kịp thời hệ thống đo đếm phù hợp với công
suất sử dụng.
1.5.


 Do bảo trì, bảo dƣỡng lƣới điện.

Các giải pháp hiện đang áp dụng trên lƣới điện khu vực huyện Tƣ Nghĩa
nhằm độ tin cậy lƣới điện, chủ yếu tập trung vào việc giảm sự cố do thiết bị, tuy nhiên
các giải pháp hiện áp dụng có nhiều nhƣợc điểm và mang lại hiệu quả thấp.


12
CHƢƠNG 2- CÁC PHƢƠNG PHÁP TÍNH TOÁN ĐỘ TIN CẬY
2.1. Khái niệm về độ tin cậy [1].
2.1.1. Định nghĩa

Độ tin cậy là xác suất để hệ thống (hoặc phần tử) hoàn thành triệt để nhiệm
vụ yêu cầu trong khoảng thời gian nhất định và trong điều kiện vận hành nhất định.

Đối với hệ thống (hay phần tử) không phục hồi, độ tin cậy có tính thống kê
từ kinh nghiệm làm việc trong quá khứ. Đối với hệ thống (hay phần tử) phục hồi nhƣ
hệ thống điện và các phần tử của nó, độ tin cậy đƣợc đo bởi một đại lƣợng thích hợp
hơn, đó là độ sẵn sàng vì khái niệm khoảng thời gian xác định không có ý nghĩa bắt
buộc khi hệ thống làm việc liên tục.

Độ sẵn sàng cũng là xác suất để hệ thống ở trạng thái tốt trong thời điểm bất
kỳ và đƣợc tính bằng tỷ số giữa thời gian hệ thống ở trạng thái tốt và tổng thời gian
hoạt động.Ngƣợc lại với độ sẵn sàng là độ không sẵn sàng, nó là xác suất để hệ thống
hoặc phần tử ở trạng thái hỏng.

2.1.2. Độ tin cậy của hệ thống.
Hệ thống điện là một hệ thống phức tạp, gồm nhiều phần tử, các phần tử liên
kết với nhau theo những sơ đồ phức tạp. Hệ thống điện thƣờng nằm trên địa bàn rộng
của một quốc gia hay vùng lãnh thổ. Khi các phần tử của hệ thống hƣ hỏng có thể

(2.2)


13

Trong đó q(t).Δt là xác suất để thời gian làm việc an toàn  nằm trong
khoảng từ t đến (t+Δt) với Δt đủ nhỏ.

Theo lý thuyết xác suất, ta có các quan hệ sau:
∫

(2.3)

∫

(2.4)
(2.5)

Độ tin cậy P(t)phần tử không phục hồi:

Độ tin cậy p(t) của phần tử không phục hồi theo định nghĩa là:
P(t) = P(>t)
(2.6)

Đó là xác suất để thời gian phục hồi lớn hơn t, nghĩa là xác suất để phần tử
bị hỏng hóc ở sau thời điểm t khảo sát. Biểu thức trên chỉ ra rằng muốn vận hành an
toàn trong khoảng thời gian t thì giá trị của t phải không lớn hơn khoảng thời gian quy
định. Theo lý thuyết xác suất, ta có :
P(t) = l-Q(t)
(2.7)

c)



<t+Δt/>t)

(2.10)

Với P(1 < t+Δt/> t) là xác suất có điều kiện, là xác suất để phần tử hƣ
hỏng trong khoảng thời gian từ t đến (t+ Δt) (gọi là sự kiện A) nếu phần tử đó đã làm
việc tốt đến thời điểm t (sự kiện B).


14

Phép tính đƣợc độ tin cậy của phần tử không phục hồi khi đã biết cƣờng độ
hỏng hóc, mà cƣờng độ hỏng hóc này xác định nhờ phƣơng pháp thống kê quá trình
hỏng hóc của phần tử trong quá khứ:
P(t) =




∫ 

(2.11)

Đối với HTĐ thƣờng sử dụng điều kiện:
(t) =  = hằng số



Miền I: mô tả thời kỳ “chạy thử”. Những hỏng hóc ở giai đọan này thƣờng
do lắp ráp, vận chuyển. Tuy giá trị ở giai đọan này cao nhƣng thời gian kéo dài ít và
cƣờng độ hỏng hóc giảm dần và nhờ chế tạo, nghiệm thu có chất lƣợng nên giá trị
cƣờng độ hỏng hóc ở giai đọan này có thể giảm nhiều.

Miền II:mô tả đoạn sử dụng bình thƣờng, cùng là giai đọan chủ yếu của
tuổi thọ các phần tử. Ở giai đọan này, các sử cố thƣờng xảy ra ngẫu nhiên, đột ngột do
nhiều nguyên nhân khác nhau, vì vậy thƣờng giả thiết cƣờng độ hỏng hóc bằng hằng
số.

Miền III:mô tả giai đoạn già cỗi của phần tử theo thời gian, cƣơng độ hỏng
hóc tăng dần (tất yếu là xảy ra sự cố khi t tiến đến vô cùng)

Đối với các phần tử phục hồi nhƣ ở HTĐ, do hiện tƣợng già hóa nên cƣờng
độ hỏng hóc luôn luôn là hàm tăng nên phải áp dụng các biện pháp bảo dƣỡng định kỳ
(BDĐK) để phục hồi ĐTC của các phần tử. Sau khi sửa chữa và bảo quản định kỳ,
phần tử lại có ĐTC xem nhƣ trở lại ban đầu, nên cƣờng độ hỏng hóc sẽ biến
thiênquanh giá trị trung bình. Vì vậy khi xét thời gian dài làm việc ta có thể xem (t) =
tb = const để tính toán ĐTC.
Thời gian làm việc an toàn trung bình Tlv.

Tlv đƣợc định nghĩa là giá trị trung bình của thời gian làm việc an toàn dựa
trên số liệu thống kê về  của nhiều phần tử cùng loại, nghĩa là Tlv là kỳ vọng toán của
đạilƣợng ngẫu nhiên .Vì đại lƣợng có hàm mật độ phân phối xác suất là q(t) nên:

d)