火电厂热控系统可靠性配置与事故预控.docx
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火电厂热控系统可靠性配置与事故预控
火电厂热控系统可靠性配置与事故预控
电力行业热工自动化技术委员会
热工技〔2010〕7号
关于印发《火电厂热控系统可靠性配置与事故
预控》的通知
各发电集团公司、电力科学(试验)研究院、火电建设公司、发电公司(厂):
为促进发电企业安全生产和技术进步,电力行业热工自动化技术委员会组织浙江省电力试验研究院、浙江省能源集团有限公司等有关单位,开展了提高热工自动化系统可靠性的专题研究,在调研、收集、分析、总结全国发电厂近年来热控系统故障发生的原因和热控设备运行、检修、维护、管理经验与问题的基础上,制定了提高热工自动化系统可靠性的重点技术措施-《火电厂热控系统可靠性配置与事故预控》,广泛征求意见后,经技术委员会审核通过,现以指导性技术措施予以印发。
《火电厂热控系统可靠性配置与事故预控》并不覆盖热控系统全部技术措施,各单位可参照本措施和已下发的相关技术措施,紧密结合本单位实际情况,制订具体的反事故技术措施并认真执行。
电力行业热工自动化技术委员会
二〇一〇年七月十日
前言
原国家电力公司颁发的《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》(国电发[2000]589号)、国家发展和改革委员会颁发的DL/T7742004《火力发电厂热工自动化系统检修运行维护规程》和电力系统一直以来持之以恒开展的技术监督工作及近几年来持续开展的设备安全性评价工作,都对防止电力生产重大事故、提高热控系统的可靠性、保证火电厂安全经济运行发挥了重要作用。
近年来,随着机组容量的上升,控制功能和范围的扩大,热控系统的复杂性和故障的离散性增加。
由于系统设计、设备选型、安装调试和运行环境变化等诸多因素影响,使得热控系统设计的科学性与可靠性、控制逻辑的条件合理性和系统完善性、保护信号的取信方式和配置、保护联锁信号定值和延时时间的设置、系统的安装调试和检修维护质量、热控技术监督力度和管理水平都还存在着一些薄弱环节,由此引发热控保护系统可预防的误动,甚至机组误跳闸事件仍时有发生,影响着机组的安全经济性和电网的稳定运行。
在电力工业发展进入大电网、大机组和高度自动化以及电力生产企业面临安全考核风险增加和市场竞争环境加剧的今天,进一步深化热控专业管理,完善热控系统配置,提高热控系统设备运行可靠性和机组运行的安全经济性已至关重要。
为此,电力行业热工自动化技术委员会组织浙江省电力试验研究院、浙江省能源集团有限公司等单位成立项目组,在调研、收集、分析、总结全国近年来热控系统故障发生的原因及事故教训、热控设备运行检修维护管理经验与问题的基础上,通过《基建阶段的热控系统可靠性过程控制》、《分散控制系统可靠性评估方法》、《分散控制系统故障应急处理导则》、《提高TSI系统运行可靠性的若干技术措施》、《提高热控接地系统可靠性和抗干扰能力的技术措施》、《热工保护与控制逻辑优化》、《提高汽包水位测量与保护信号可靠性的技术措施》、<热控设备可靠性分类与测量仪表合理校验周期及方法》、《热工自动化系统可靠性评估导则》等专题研究,编制了《火电厂热控系统可靠性配置与事故预控》技术措施,以供电力行业热控人员在进行专业设计、安装调试、检修维护、技术改进和监督管理工作时参考。
本技术措施编制完成后,在一些电厂进行了实际应用检验;电力行业热工自动化技术委员会两次组织全国性电厂专业人员进行讨论和普遍征求意见,并于2010年5月20日通过审查。
本技术措施由电力行业热工自动化技术委员会提出。
本技术措施由电力行业热工自动化技术委员会技术归口并负责解释。
本技术措施负责起草单位:
浙江省电力试验研究院、浙江省能源集团有限公司。
本技术措施参加起草单位:
浙江浙能嘉兴发电有限责任公司、浙江浙能温州发电有限公司、浙江浙能镇海发电有限责任公司。
本技术措施审查人:
金耀华、尹淞、金丰、许继刚、段南、马永真、王利国、仝声、毕诗芳、李劲柏、沈丛奇、刘武林、骆意、陈世和、岳建华、张建龙、张晋宾、张秋生。
本技术措施起草人:
孙长生、朱北恒、尹峰、孙耘、项谨、王建强、胡伯勇、丁永君、李式利、周强、樊健刚、徐晶霞、王革新、王志强、瞿萧、吴永存、傅望安、刘伟、杨桦、余燕山、滕卫明、李康良、刘玉成、丁俊宏、王蕙。
1范围
1.1为进一步贯彻落实“坚持预防为主,落实安全措施,确保安全生产”的方针,深化管理,完善系统配置,减少热控系统故障,提高热控系统可靠性和机组运行安全稳定性,特制定《火电厂热控系统可靠性配置与事故预控》技术措施。
1.2本技术措施给出了火电厂热控系统可靠性配置及预防事故技术措施方面的指导性要求,适用于装机容量为125MW及以上机组的热控系统基建及改造过程中的设计、安装、调试和生产过程中的检修、维护、运行及监督管理工作。
单机容量小于125MW机组的火电厂可参照执行。
1.3本技术措施并不覆盖热控系统全部技术措施,电力建设和电力生产企业应根据本措施和已下发的相关反事故技术措施,紧密结合机组的实际情况,制订适合本单位机组运行的反事故技术措施,并认真执行。
2规范性引用文件
下列文件中的条款通过本技术措施的引用而成为本技术措施的条款。
凡是注日期的引用文件,其随后所有的修改单(不包括勘误的内容)或修订版均不适用于本技术措施,然而,鼓励根据本技术措施达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。
凡是不注日期的引用文件,其最新版本适用于本技术措施。
GB4830工业自动化仪表气源压力范围和质量
GB18218重大危险源辨识
DL/T655火力发电厂锅炉炉膛安全监控系统验收测试规程
DL/T656火力发电厂汽轮机控制系统验收测试规程
DL/T657火力发电厂模拟量控制系统验收测试规程
DL/T659火力发电厂分散控制系统验收测试规程
DL/T744火力发电厂热控自动化系统检修运行维护规程
DL/T924火力发电厂厂级监控信息系统技术条件
DL/T1012火力发电厂汽轮机监视和控制系统验收测试规程
DL/T1056发电厂热工仪表及控制系统技术监督导则
DL5000火力发电厂设计技术规程
DL/T5175火力发电厂热工控制系统设计技术规定
DL/T5182火力发电厂热工自动化就地设备安装、管路及电缆设计技术规定
DL/T5190.5电力建设施工及验收技术规范第5部分:
热工仪表及控制装置
DL/T5227火力发电厂辅助系统(车间)热工自动化设计技术规定
AQ/T9002生产经营单位生产安全事故应急预案编制导则
Q/LD208005危险源辨识与风险评价控制程序
国家电网生[2003]409号火力发电厂安全性评价
国电发[2000]589号防止电力生产重大事故的二十五项重点要求
国家电力监管委员会第5号电力二次系统安全防护规定
3单元机组分散控制系统
3.1操作员站、工程师站、实时数据服务器和通信网络的配置应满足以下要求:
a)分散控制系统中的操作员站、服务器、通信网络、电源均应采用可靠的冗余配置。
b)为便于检修与维护,工程师站宜具备操作员站显示功能,否则应在工程师站中配置仅开放显示功能的操作员站。
c)单元机组集控室内的操作员站通常不宜少于4台。
当数字式电液控制系统(DEH)与分散控制系统(DCS)采用不同硬件类型时,应单独配置操作员站。
3.2控制器的配置,应遵循下列原则:
a)控制器应采用冗余配置,其对数应严格遵循机组重要保护和控制分开的独立性原则配置,不应以控制器能力提高为理由,减少控制器的配置数量,从而降低系统配置的分散度。
b)为防止一对控制器故障而导致机组被迫停运事件的发生,重要的并列或主/备运行的辅机(辅助)设备控制,应按下列原则配置控制器:
1)送风机、引风机、一次风机、空气预热器、凝结水泵、真空泵、重要冷却水泵、重要油泵和非母管制的循环水泵等多台组合或主/备运行的重要辅机,以及A、B段厂用电,应分别配置在不同的控制器中,但允许送风机和引风机等按介质流程组合在一个控制器中。
2)泵控制系统应分泵配置在不同的控制器中。
3)磨煤机、给煤机、风门和油燃烧器等多台组合运行的重要设备应按工艺流程要求纵向组合,配置至少三个控制站。
c)为保证重要监控信号在控制器故障时不会失去监视,汽包水位[超(超)临界压力直流机组除外]、主蒸汽压力、主蒸汽温度、再热蒸汽温度、炉膛压力等重要的安全参数,应配置在不同的控制器中(配置硬接线后备监控设备的除外)。
3.3输入/输出模件(I/O模件)的冗余配置,根据不同厂商的分散控制系统的结构特点和被控对象的重要性来确定,推荐下列配置原则:
a)应三重冗余(或同等冗余功能)配置的模拟量输入信号:
机组负荷、汽轮机转速、轴向位移、给水泵汽轮机转速、凝汽器真空、主机润滑油压力、抗燃油压、主蒸汽压力、主蒸汽温度、主蒸汽流量、调节级压力、调节级金属温度、汽包水位、汽包压力、水冷壁进口流量、主给水流量、除氧器水位、炉膛负压、增压风机人口压力、一次风压力、再热汽压力、再热汽温度、常压流化床床温及流化风量、中间点温度(作为保护信号时)、主保护信号。
b)至少应双重冗余配置的模拟量输入信号:
加热器水位、热井水位、凝结水流量、主机润滑油温、发电机氢温、汽轮机调节阀开度、分离器水箱水位、分离器出口温度、给水温度、送风风量、磨煤机一次风量、磨煤机出口温度、磨煤机入口负压、单侧烟气含氧量、除氧器压力、中间点温度(不作为保护信号时)、二次风流量等。
当本项中的信号作为保护信号时,应三重冗余(或同等冗余功能)配置。
c)应三重冗余配置的重要开关量输入信号:
主保护动作跳闸[总燃料跳闸(MFT)、汽轮机紧急跳闸系统(ETS)、发电机跳闸系统(GTS)]信号;联锁主保护动作的主要辅机动作跳闸信号等。
d)余配置的I/O信号、多台同类设备的各自控制回路的I/O信号,必须分别配置在不同的1/0模件上。
e)所有的I/O模件的通道间,应具有信号隔离功能。
f)电气负荷信号应通过硬接线直接接人DCS;用于机组和主要辅机跳闸的保护输入信号,必须直接接人对应保护控制器的输入模件。
g)控制系统应具备全球定位系统接入功能,各种类型的历史数据必须具有统一时标,能自动与全球定位系统时钟同步,并由全球定位系统自动授时。
3.4分散控制系统的各项性能指标,不满足DL/T656要求的不宜选用;已在运行的系统,应通过整改使其满足要求。
3.5与分散控制系统连接的所有相关系统(包括专用装置)的通信接口设备应稳定可靠,其通信负荷率应不高于DL/T774的相关要求。
3.6与其他信息系统联网时,必须按照DL/T924、国家电力监管委员会第5号令文件和相关法规的要求,配置有效的隔离防护措施。
3.7正常运行时,操作员站的闲置外部接口功能与工程师站的系统维护功能均应闭锁。
3.8分散控制系统应达到EMCⅡ级电磁兼容性要求。
3.9当用于保护与控制的参数严重异常时,应有明显的声光报警,并提供可进一步了解信号情况的手段。
3.10当DCS与DEH为不同系统时,为防止DEH系统出现异常时汽轮机失去监视和控制,宜在DCS操作站画面上,实现主重要设备运行状态和影响机组安全经济运行指标参数(主重要参数)的监视和操作功能。
该操作功能在机组正常运行时应予以屏蔽,当DEH操作员站发生异常时即时开放。
3.11为满足隔离或增加容量等需要而在测量和控制系统的I/O回路中加装隔离器时,应遵循以下原则:
a)宜采用无源隔离器,否则隔离器电源宜与对应测量或控制仪表为同一电源。
b)应采取有效措施,防止积聚电荷而导致信号失真、漏电而导致执行器位置漂移、电源异常导致测量与控制失常现象发生。
c)隔离器安装位置,用于输入信号时应在控制系统侧,用于输出信号时宜在现场侧。
3.12采用多机一控的电厂,必须保证机组之间的操作隔离和网络设备上的逻辑隔离,确保机组间不能相互访问,减少网络风暴对系统的影响。
4公用与辅助控制系统
4.1水、气、煤、灰、油、脱硫、脱硝等(以下简称公用与辅助)热控系统的自动化水平,应按照DL/T5227的规定,综合考虑控制方式、系统功能、运行组织、辅助车间设备可控性等因素进行设计。
4.2采用集中控制的公用与辅助系统时,应满足以下要求:
a)各控制区域系统(包括专用装置)的供电电源均应分别冗余配置,并经实际试验证明可靠。
b)各控制区域的控制装置[包括电源装置、中央处理单元(CPU)等]、交换机、上层主交换机及网络连接设备,均应分别冗余设置。
c)应充分考虑辅助系统(车间)分散、距离较远的特征,确保其网络的通信速率、通信距离满足监控功能的实时性要求。
d)各控制区域的网络系统应能与全厂信息监控系统(SIS)进行通信,以实现全厂监控和管理信息网络化。
e)无人值班车间(区域)应设置闭路电视监视系统,并与主厂房闭路电视监视系统统一考虑,确保对就地设备的监视。
4.3采用母管制的循环水系统、空冷系统的冷却水泵、仪用空气压缩机及辅助蒸汽等重要公用系统(或扩大单元系统),宜按单元或分组纳入单元机组DCS中,以免因公用DCS故障而导致全厂或两台机组同时停止运行;不宜分开的,可配置在公用DCS中,但不应将控制集中在一对控制器上,以免因控制系统故障而导致对应设备全部跳闸。
4.4循环水泵房设备运行中操作少,处于无人值守或少人值守状态,且现场工作环境条件差,因此进行控制系统设计、维护时,还应满足以下要求:
a)充分考虑温度、湿度、防尘、防电磁干扰、防腐蚀等因素的影响,选用高可靠性的监控设备与装置,并配套完善的防护设施。
b)按危险分散的原则,单元机组循环水泵应配置独立的控制器进行控制,并合理分配循环水泵房数字量输出(DO)通道,使一块DO模件仅控制一台循环水泵。
4.5为防止空冷机组的空冷设备管束冻结,应根据空冷制造厂的要求设置相应的检测手段(如环境温度等)。
当达到防冻保护启动条件时,应按空冷制造厂要求的方式启动防冻保护程序。
4.6在两台及以上机组的控制系统均可对公用系统进行操作的情况下,必须设置优先级并增加闭锁功能,确保在任何情况下,仅一台机组的控制系统可对公用系统进行操作(设计的自动联锁功能除外)。
4.7自带控制装置的现场设备(如循泵房蝶阀)实现DCS远方控制时,控制其启停的指令,应采用短脉冲信号。
4.8公用与辅助控制系统均应设置必要的就地操作功能,以便在控制系统故障的紧急情况下,可以通过就地手操功能维持公用系统运行。
5热工保护逻辑与设备
5.1保护逻辑条件的配置,应根据不同厂家设备制定标准。
推荐配置的热工主保护至少包括:
a)汽包锅炉主保护配置:
手动紧急停炉保护、汽轮机跳锅炉保护、引风机全停保护、送风机全停保护、空气预热器全停保护、失去全部火焰保护、失去全部燃料保护、风量低Ⅱ值保护、一次风机全停保护、炉膛压力高Ⅱ值保护、炉膛压力低Ⅱ值保护、汽包水位高Ⅱ值保护、汽包水位低Ⅱ值保护、火焰检测器冷却风丧失保护、三次投油枪点火失败保护、DCS电源失去保护、炉膛安全系统(FSS)电源失去保护、炉膛压力高Ⅲ值保护、炉膛压力低Ⅲ值保护。
b)直流锅炉主保护配置:
手动紧急停炉保护、汽轮机跳锅炉保护、引风机全停保护、送风机全停保护、空气预热器全停保护、全部火焰失去保护、失去全部燃料保护、风量低Ⅱ值保护、一次风机全停保护、炉膛压力高Ⅱ值保护、炉膛压力低Ⅱ值保护、火焰检测器冷却风丧失保护、三次点火失败保护、DCS电源失去保护、FSS电源失去保护、给水流量低保护、给水泵全停保护、分离器出口温度高(水冷壁壁温高)保护、中间点温度保护。
c)汽轮机主保护配置:
手动停机保护、汽轮机超速保护、轴向位移大保护、汽轮机轴系振动保护、润滑油压低Ⅱ值保护、凝汽器真空低Ⅱ值保护、EH油压低Ⅱ值保护、锅炉跳汽轮机保护、发电机一变压器组保护、主蒸汽温度过低保护、再热蒸汽温度过低保护、发电机断水保护、DEH失电保护。
5.2根据热工保护“杜绝拒动,防止误动”的基本配置原则,所有重要的主辅机保护信号,应满足DL5000的要求,尽可能采用三个相互独立的一次测量元件和输入通道引入,并通过三选二(或具有同等判断功能)逻辑实现;不满足要求的,应按5.12进行优化。
5.3触发停机停炉的热工保护信号测量仪表应单独设置;当与其他系统合用时,其信号应首先进入优先级最高的保护联锁回路,其次是模拟量控制回路,顺序控制回路最低。
控制指令应遵循保护优先原则,保护系统输出的操作指令应优先于其他任何指令。
5.4保护回路中不应设置运行人员可投、撤保护和手动复归保护逻辑的任何操作设备。
200MW及以下机组的工程师站中,已设计有投切开关的保护系统应设置有状态显示和投、撤开关操作的确认功能。
5.5MFT、ETS、GTS间的跳闸指令,必须至少有两路信号,通过各自的输出模件,并按二选一或三选二逻辑启动跳闸继电器。
5.6MFT、ETS的出口继电器,均宜设计成相互独立的两套系统,或采用三选二冗余逻辑。
5.7当DCS、DEH总电源消失时,应直接通过FSS和ETS的输出继电回路,自动发出停炉和停机指令。
5.8单元机组的锅炉、汽轮机和发电机之间必须装设下列跳闸保护:
a)锅炉故障发出总燃料跳闸停炉信号后,单机容量为300MW及以上的机组应立即停止汽轮机运行。
100MW~200MW的机组,除非满足b)保护,并同时设置有汽包水位高联跳汽轮机组保护和防止汽轮机进水保护,否则也应立即停止汽轮机运行。
b)汽轮机运行中,当主蒸汽温度或再热蒸汽温度变化速率保护或低温保护动作时,应保护动作停机。
c)汽轮机跳闸时,除非机组具有快速甩负荷(FCB)功能,或解列前汽轮机负荷小于30%~40%(视旁路容量而定)且旁路系统可快速开启投入工作,否则应立即触发MFT停炉。
d)表征汽轮机跳闸的信号发出且发电机出现逆功率信号时,应立即解列发电机。
e)内部故障导致发电机解列时,应立即联跳汽轮机;电网外部故障导致发电机解列时,除非机组具有FCB功能,否则应立即联跳汽轮机。
5.9ETS硬件由可编程控制器(PLC)组成时,应冗余配置且双网通信,保证当发生局部通信不正常时,ETS系统能正常工作。
当纳入DCS时,控制器处理周期应不大于20ms,并具有防止DCS通信中断、模件故障、主机死机等异常情况下,导致ETS保护功能拒动和误动的技术措施。
5.10保护逻辑组态时,应合理配置逻辑页面和正确的执行时序,注意相关保护逻辑间的时间配合,防止由于取样延迟和延迟时间设置不当,导致保护联锁系统因动作时序不当而失效。
5.11润滑油压力低信号,应直接接人事故润滑油泵的电气启动回路,确保事故润滑油泵在没有DCS控制的情况下能够自动启动,保证汽轮机的安全。
5.12为避免单个部件或设备故障而造成机组跳闸,在新机组逻辑设计或运行机组检修时,应采用容错逻辑设计方法,对运行中容易出现故障的设备、部件和元件,从控制逻辑上进行优化和完善,通过预先设置的逻辑措施来避免控制逻辑的失效(参见附录A):
a)通过增加测点的方法,将单点信号保护逻辑改为信号三选二选择逻辑。
b)无法实施a)的,通过对单点信号间的因果关系研究,加入证实信号改为二选二逻辑。
c)无法实施a)和b)的单测点信号,通过专题论证,在信号报警后能够通过人员操作处理、保证设备安全的前提下可改为报警。
d)实施上述措施的同时,对进入保护联锁系统的模拟量信号,合理设置变化速率保护、延时时间和缩小量程(提高坏值信号剔除作用灵敏度)等故障诊断功能,设置保护联锁信号坏值切除与报警逻辑,减少或消除因接线松动、干扰信号或设备故障引起的信号突变而导致的控制对象异常动作。
5.13通信网络传送的重要保护联锁系统的开关量信号,应通过加延时、与对应的硬接线保护信号组成或逻辑等方法来确保信号的可靠性,减少信号瞬时干扰造成的保护系统误动作。
5.14炉膛压力保护定值应按锅炉制造厂家给出的定值进行设定。
运行中需要进行调整时,须充分考虑炉膛的设计强度和辅机系统的运行要求,并征得制造厂商同意或联系制造厂商共同讨论确定。
5.15应对热工保护联锁信号进行全面梳理,从提高动作可靠性的角度出发进行优化(参见附录B)。
5.16用于保护与控制的独立装置,应有断电程序保护功能,在装置电源消失时应能保证系统程序不丢失;当系统的复位信号存在时刻出现跳闸信号时,应能优先跳闸控制对象。
5.17保护信号均宜全程冗余配置,任一过程元素故障应报警但不会引起系统误动或拒动。
5.18抽汽止回阀应配有空气引导阀。
抽汽止回阀、本体疏水阀等宜从热控仪表电源柜中取电,采用单线圈电磁阀失电动作,确保DCS系统失电引起汽轮机跳闸后,抽汽止回阀和本体疏水气动阀的压缩空气被切断,抽汽止回阀能够关闭,本体疏水气动阀能够打开,机组能够安全停机。
6热工控制逻辑与设备
6.1通过DCS(或远程控制器)控制且配有独立控制装置(电动门、辅机电动机、泵等)的控制对象的启动、停止指令,应采用短脉冲(特殊要求的除外)信号,并在每个控制对象的就地控制回路中实现控制信号的自保持功能。
对于给粉机或给煤机(直吹式制粉系统)的自保持回路以及对应的控制设备,既要防止厂用电切换时误跳闸,又要防止厂用电失去后恢复时间段内失控状态下的重新启动,造成炉膛爆燃事故发生。
6.2受DCS控制且在停机停炉后不应马上停运的设备,如空气预热器电动机、重要辅机的油泵、火焰检测器冷却风机等,必须采用脉冲信号控制,以防止DCS失电而导致停机停炉时引起这些设备误停运,造成重要辅机或主设备的损坏。
6.3输出控制电磁阀的指令形式,应根据下列情况确定:
a)汽轮机紧急跳闸电磁阀、抽汽止回阀的电磁阀、汽轮机紧急疏水电磁阀以及锅炉燃油关断电磁阀(支阀)等具有故障安全要求的电磁阀,必须采用失电时使工艺系统处于安全状态的单线圈电磁阀,控制指令必须采用持续长信号(另有规定时除外)。
b)没有故障安全要求的电磁阀,应尽量采用双线圈电磁阀,控制指令应采用短脉冲信号。
c)随工艺设备供应的电磁阀形式必须满足上述规定要求。
安装调试时如发现不符,应进行更改。
6.4具有故障安全要求的气动阀,必须按失气安全的原则设计。
随工艺设备供应的气动阀形式,也必须满足这一要求。
6.5调节系统下游回路输出受到调节限幅限制或因其他原因而指令阻塞时,上游回路指令应同步受限,防止发生指令突变与积分饱和。
在系统被闭锁或超弛动作时,系统受其影响的部分应随之跟踪,在联锁作用消失后,系统所有部分应平衡在当前的过程状态,并立即恢复其正常的控制作用。
6.6参与控制的反馈信号,在DCS内应设置执行机构控制信号和阀门位置反馈信号间偏差值的延续时间超过全行程时间的故障判别功能,并及时发出明显的报警信号,同时将系统由自动切为手动。
6.7当DCS模拟量控制系统的输出指令采用4mA~20mA连续信号时,气动执行机构应根据被操作对象的特点和工艺系统的安
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- 火电厂 系统 可靠性 配置 事故