1、概况
上海
电网目前共有600MW机组4台，350MW机组3台，300MW机组10台，125MW机组11台，100MW燃机5台以及早期投产中小机组若干台，总装机容量约达9500MW。2001年上海电网共发生热控保护动作56次，正确动作41次，误动15次，动作准确率73．2％。
在这56次动作中，因热控设备本身（软件和硬件）故障引起动作9次，占16．1％；因热控一次测量元件故障引起动作6次，占10．7％；维护不到位引起动作2次，占3．6％；机务原因引起的动作26次，占46．4％；电气原因引起的动作7次，占12．5％；原因不明6次，占10．7％。图1所示为1998年至2001年上海电力系统热控保护系统动作原因分布及变化趋势。
2、热控保护系统可靠性分析
2001年度上海电网热控专业为提高热控保护系统可靠性，减少保护动作次数做了大量的工作，不断完善和改进控制逻辑、系统组态，做好保护系统的冷、热态试验和验收工作，选用高质量的一次测量元件，特别是在迎峰度夏和APEC会议期间，更是一丝不苟的做好巡查和维护工作，起到了很好的作用。下面结合保护动作情况，就热控保护系统可靠性情况浅析如下。
2．1热控软、硬件故障
软、硬件故障造成保护动作9次。其中状态电源开关跳闸引起动作1次，轴承振动保护前置放大器故障和Simadyn—D电源模块故障引起动作各2次，DPU板子故障引起动作1次，BMS控制卡烧坏及BMS输入端子板熔丝爆断各引起动作1次，组态软件出错引起动作1次。在这9次动作，BMS输入端子板熔丝爆断属设计问题，现已得到整改；而前置放大器故障和Simadyn—D电源模块故障为同一电厂的同一套DCS，该
DCS自投运以来暴露出了不少问题，采取了不少防范措施，但还有很多工作要做，一进一步提高其可靠性。
2．2热控一次测量元件故障
因热控一次测量元件故障造成保护动作6次。其中前置泵出口压力一次测量元件故障引起动作1次，汽机“油箱油位低”测量元件误发信号引起动作1次，引风机执行机构故障引起动作1次，控制用气源带水导致给水调门误动引起动作1次，轴承金属温度保护系统误发“汽机轴承金属温度高”动作1次，小机Moog阀结合面大量向外喷油导致EH油压低引起动作1次。其中控制用气源带水若能对压缩空气管路进行定期排水是*可以避免的，而Moog阀喷油则是由于检修过程中更换不同制造厂家备件时没有认真检查是否匹配引起的。
2．3维护不当
维护不当引起动作2次。分别为控制用气源管路因冰冻导致气源压力下降引起动作1次，超速探头电缆磨损导致信号接地引起动作1次。从动作情况看，只要日常维护工作做得再细一些、更深一些，这2次动作是可以避免的。
2．4人为因素
2001年各厂针对2000年发生的9次人为因素引起的动作加强了管理，在故障处理、例行试验、运行操作等工作中认真执行规章制度，有效的消除了人为因素引起的动作发生，收到了很好的效果。
2．5机务原因
机务原因引起的动作26次，占全部动作的46．4％。其中塌焦引起动作5次，炉膛负压低引起动作4次，给煤机堵煤造成炉膛火焰丧失动作2次，电泵例行试验时造成给煤机电源电压低动作2次，调门晃动引起动作7次，运行过程中操作不慎引起汽包水位波动加剧引起动作2次，凝汽器焊口断裂导致低真空引起动作1次，燃油阀油管道接头脱落引起动作1次，燃料管道伺服阀卡死导致燃料中断和性能试验过程中造成重油压力低引起停机各1次。在机务原因中有相当一部分动作与操作人员的经验、熟练程度等有关，也涉及到设备存在问题的及时改造、常规试验的时间安排和试验计划的落实等，这需要有关各方的协调和重视。
2．6电气原因
电气原因引起动作7次。分别为真空泵A电机三相接触器卡涩引起动作1次；切换线路中因联跳主变A（保护压板未取下）造成跳机1次；励磁系统控制模块故障引起跳机1次；电气检查故障时误拉直流电源导致给煤机失电停炉1次；电气试验时导致1lOV电源窜入MFSS并烧毁其卡件引起停炉1次；220kY主变开关跳闸横向保护动作导致机组MFT动作1次；110V直流电源失去引起热控现场保护设备失电导致机组MFT动作1次。在这7次中有3次若电气人员能认真执行规程制度，取下保护压板、做好监护和隔离措施是*可以避免的。
2．7原因不明
原因不明6次。原因不明主要表现在事故记录不全，有些应该进入事故记录的信号因为设计点数有限没有接入，导致动作后无法根据事故记录进行分析查找；另一方面，运行人员没有认真监盘，动作后无法正确描述动作前后设备运行参数变化的信息流，给原因分析增加了难度；其次，运行人员没有如实反映情况，也是导致原因分析走入误区的因素。
从上述分析可见，有些动作如能通过改造、加强维护和巡回检查、强化基础管理以及操作人员的正确判断和处理是能够避免的。对于原因不明的动作，应根据重要程度，设置必要的监控措施，掌握设备运行状态，如实描述动作前后的信息流，是不难查明原因的。
3、提高热控保护系统可靠性建议
随着发电设备逐步趋向大型化，其发生故障的数量也呈指数形式增长，这导致故障后果的种类和严重性相应在增长。为了消除（或至少降低）故障后果，不得不大量采用自动保护系统，以便：
（1）吸引操作人员对不正常状态的注意力（警告灯和报警器）；
（2）一旦发生某些可能引起严重后果的故障时，则使设备停止运行；
（3）消除或缓解因故障而产生的不正常状态，否则会引起更严重的损害；
（4）接替已失效的功能；
（5）防止在重要位置上出现危险情况。
因此，如何提高保护系统可靠性是一项十分重要的工作。下面笔者结合热控技术监督工作实践，就如何提高热控保护系统可靠性发表一些看法。
3．1一般考虑
设置热控保护系统的目标是要把来自系统设备的各种故障和扰动的严重性和范围以及对系统设备的可能损害程度减少到zui低，因此：
（1）保护系统的设置必须避免同一元件用于两套装置，以便减少由于单一事故使两套装置同时失败的可能性；
（2）保护系统中采用的元器件应具有实践证明的质量，以便确保保护系统的可靠性不致由于未知或未经证实的元器件所降低；
（3）保护系统的设置应使元器件故障或误动的可能性减到zui小，这种可能性是由于电气暂态、电磁干扰、振动、冲击和温度等外界影响所产生的；
（4）保护系统的布置应仔细,以zui大限度地减少人为过失造成误动作的可能性；
（5）当有意识地延长故障切除时间时，要仔细考虑：
——对系统设备稳定运行的影响或减少稳定的裕度；
——可能引起或增加损坏设备程度以及由此而延长检修时间及停运时间。
要仔细评估误动所造成的经济损失。对那些会严重影响设备安全的保护功能，应以提高可靠性为主进行整改。而对安全运行影响不大且技术经济性较差的保护功能经反复论证后可以考虑改为报警或予以取消。
3．2在满足功能要求前提下尽可能保持系统简单
“越简单就越可靠”，这是可靠性工程zui重要的定理。因此提高热控保护系统可靠性的步骤之一是在满足设备安全要求的基础上尽可能地使系统及其电路简化，这样可以有效的减少所用的元器件数，减少故障隐患。不管各部件或元器件的可靠度有多高，数量一多，系统的可靠性就会有所下降。因为，电子元件都有一个使用寿命和偶发故障概率问题。据资料介绍，在一个复杂系统中，有5％～10％的部件是*多余的，但这些部件发生故障时，仍有可能使设备中断运行，拆除这些多余的部件，不仅使维护量和经费下降，而且会导致可靠性增加。因此，在满足系统功能要求的前提下，要尽可能保持系统简单，不必要的部件及多余的复杂结构，只能增加系统的故障概率。
3.3 尽量采用成熟的技术和标准化元器件
“成熟就稳定”，这是可靠性的又一重要定理。*，电子元器件是构成控制系统的基础，没有可靠的元器件，再的设计，也难以使系统和设备达到预定的目标。因此，要尽量采用成熟的技术和标准化元器件，这样做虽然牺牲了若干*性，但使可靠性有了保证。例如，美国1996年12月离开地球到火星的“漫游者”心脏一—CPU是英特尔公司70年代开发的80C85，而非当时已经成功应用的奔腾系列CPU。这是因为越是复杂的电路设备，对外界干扰越敏感，需要采取的防范措施越严格、仔细。
为此要尽可能掌握各种元器件的失效机理和失效模式，了解其可靠性数据，这有利于日后快速进行失效机理分析，把握元器件选用尺度，为设计改进提供依据，以便及早采取相应的防范措施，不断提高保护系统的可靠性。
3.4 严格控制电子室的环境条件
环境条件包括温度、湿度、洁净度、振动及电磁干扰等。同一设备，在不同的工作和环境条件下，具有不同可靠性。条件恶劣，设备就容易发生故障或失效。如电阻、电容当温度每升高10℃,失效率约增加一倍。当这种元器件在125℃高温下工作时的失效率便为25℃下工作时失效率的32倍。因此，一定要按照规程要求严格控制电子室、控制室内的环境条件，禁止无关人员的随意出入。这样既可延长电子设备的使用寿命，又能提高系统的工作可靠性。
3.5 定期维护提高接插件的可靠性
尽量不使用插头、插座连接方式。接插件是控制信号连接的重要器件，使用适当不但连接牢固、操作方便、安全可靠，但选用不当或时间一长会带来或出现如接触不良、脱落、锈蚀等问题。尤其在振动较大的地方，可能使插头和插座之间产生相对运动，这种运动与其它环境应力相结合可能引起磨损腐蚀，从而出现磨损碎片，并使接触电阻产生相当大的变化。因此，要尽可能不使用插头、插座式连接方式，在必须使用接插件的地方应注意：
1）能用少量的多芯插头时，要坚决不用大量的少芯插头；
2）为了防止松动，应尽量采用自锁式结构，而不用金属丝系结；
3）必须选用有定向的接插件，并用伸长的导向环防止损坏插脚；
4）必须定期检查和维护；
3.6 利用视情维修技术及早检测故障
故障是设备所处的一种意外状态。在该状态下设备性能明显低于其正常水平，难以完成预定的功能，如果设备继续处于这种状态而不能及时处理，有可能演变成事故而造成具有安全性和环境性后果。但是，不管采用什么办法来提高设备的可靠性，故障总是要发生的。因此，及早发现故障可以提高设备的利用率，而快速和正确的维修措施能减少平均修理时间和增大两次故障的平均间隔时间。
大量的故障表明，设备故障不会在瞬间发生，而总要经历一段发展过程。在故障发展过程中的某处，可以探测到故障正在发生或将要发生的点，该点称为潜在故障点。图2显示了潜在故障发生的一般过程（称P口—F图），它显示了故障开始、劣化到故障可被探测到的点（潜在故障点“P”），如果未探测到也未纠正，则性能继续变坏——速度常会变快——直到到达功能故障点（“F”）为止。
如果在P点和F点之间探测到潜在故障，那么有两种可能性：一是预防和降低功能故障。这时可以在现有部件*失效前进行维修，起到即可预防故障又可防止或降低故障后果的作用。二是可以避免故障后果。有时虽然探测到了一个潜在故障，实际上却无法防止其发生故障，但仍能避免或降低故障后果。
事实证明，潜在故障是一种可辨认的实际状态，它能显示功能故障将要发生或正在发生的过程。通常潜在故障可借助如下手段来检测：
状态监测——状态监测只不过是人的感官的一种更灵敏形式，即用设备来监测其它设备的状态。现在有些监测设备的灵敏度非常高，它可以提前几个月检测到潜在故障点并发出故障警告，但是，几乎所有的状态监测设备都有一个zui大的局限性是它们只能监测一种状态，而且，不同的状态监测系统的价格差别很大，使用的要求也有明显的差别，有些监测设备只需一般的熟练工人就可操作，而有些则需要非常熟练的技术人员来操作。
对主要参数检测——设备的主要参数（温度、压力、流量、转速、物位等）是设备状态的另外一种信息流，将这些信息流及其变体的记录与参考信息进行比较，就可以发现潜在故障的迹象。但工作人员必须知道正常状态时仪表的读数是多少?什么样的读数对应潜在故障?什么样的读数对应功能故障?同时要对仪表本身进行维护以保证其有足够的度。
人的感官——zui熟悉的视情检测技术是基于人的感官的（看、听、摸和闻）。用感官来检测潜在故障有如下的优势：首先，人是多能的，可以检测到种类繁多的故障状态，而任何一种状态检测技术只能被用来检测一种潜在故障；其次如果必须利用在设备旁边或在设备附近履行正常职责的人员探测故障，这种检测方式的经济效益会非常高。
事实上，象每天检查控制盘上所有警告灯、DCS卡件运行状态灯以及对现场设备的巡查等，也是一种状态监测方式。但是，由于故障种类的增加以及故障表现形式的复杂化，传统的故障检测技术已显得越来越无能为力，因此，充分利用现代技术来检测潜在故障是一项具有广泛前景的工作。
3.7 使用降额技术提高系统安全系数
使用降额技术可进一步提高元器件和系统的可靠性，降额可通过降低应力或提高元器件强度来实现。实验证明大部分电子元器件的失效率随温度和电应力的变化而变化，当施加的温度应力越高，元器件失效率入，就越高。例如：一个额定值在25~C时为500毫瓦的晶体管，假定它在周围温度55℃及应力比分别为80％（400毫瓦）及40％（200毫瓦）这两种应力水平使用，则在应力比为80％和温度为55℃时，其失效率入，为0.033x10-6。然而，如果晶体管在55℃时，只加40％的应力，其失效率入，便猛然下降至0.010x10-6，可靠性提高了2．3倍。还有电阻器的耐受功率不能以其额定功率值工作，而应在其额定值的0．5～0．7倍范围内工作。但也不能把降额设计的过低以至于使可靠的元器件不能有效的工作，*的降额应选择在应力与温度曲线的某点上或这点以下，在这一点上，可以看出温度或应力稍有增加，失效率便迅速增加。同样对DCS的高速公路、DPU及有关卡件也应该严格控制其负荷率，否则一旦遇到机组异常状态时，由于需要处理的信息量的突然剧增而造成信息出错或堵塞。
3.8 严格执行规程制度
目前实施的标准、规程具有足够的效率，如能严格执行，那么虽然不是全部，至少可以避免绝大多数的事故。因此，对主重要设备，特别是保护用元器件、设备，一定要按规程要求进行周期性测试，建立设备故障、测试数据库。并将测试数据同标准、规程规定的值比，与出厂测试数据比，与历次测试数据比，与同类设备的测试数据比，从中了解数据的变化趋势，作出正确的综合分析、判断，为设备的改造、调整、维护提供科学依据。要对记录在案的设备故障和缺陷进行分析统计，看设备的设计或制造的低质量情况是否在合理的预期范围以内，并看发生这种低质量的次数是否多至能得——出是设计和工艺差的结论；—要消除那种认为遵守和执行标准、衄程制度是技术不成熟和胆怯表现这样一种错误认识。要把执行标准、规程看成是完成任务的必须的行为准则，更要使每一个专业人员认识到，不执行和遵守标准、规程制度会有什么样的后果在等着他们。
3.9 普及可靠性知识和分析方法
可靠性技术在电子电路和控制系统故障分析中应用十分广泛，但在火电厂控制系统的故障分析中的应用十分有限，其主要原因是缺少这方面的专业人员。事实上许多按常识看起来是经常发生的故障，如果让熟悉可靠性的技术人员一看，不少是致命性的潜在故障。另外有些原因不明的故障，利用可靠性技术中的故障树分析法（FAT）去探索系统发生故障的原因，能快速查明那些元器件是故障源。其次，如果已知各零部件的失效率，还可计算出系统的MTBF值。各元器件的失效率数据可从有关可靠性手册及资料中查到，这些数据对于系统可靠性分析和计算、元器件的选用以及系统的维修决策具有很大的实用指导意义。
3.10 严格把好热控设备检修质量关
维修活动也可能降低系统的固有可靠性。研究表明，由于频繁的保养性维修或粗劣地进行修复性维修（例如装配失误）所带来的过多装卸会使系统的可靠性降低。系统设计的发展趋势是要减少性能调整或为验收所做的连续测试，大量采用数字电路来代替模拟电路，采用更多的机内检测设备和采用容错电路。这些因素可以使易修性（也可提高系统的可靠性）大为改观，从而更加节省维修费用。尽管有了这些措施，但维修人员仍然是造成可靠性降低的主要原因。因此，要仔细评价与鉴定那些技术水平低、待遇差或奖励少的维修人员可能造成的对系统可靠性退化的影响，同时要仔细评估检修过程中软、硬件的增加或变化可能会产生的影响。对重要保护系统的检修，验收人员要亲自看到和亲手检查检修过程或试验进行情况，确保修后的设备不仅恢复到设计时的性能指标，更要保证修后设备能可靠、稳定运行。
3．11 提高操作人员应付突发事故的能力
人类从事的生产过程都包含着利用能量作功的过程，一旦能量失控，就可能引发安全性和环境性后果。因此，生产过程存在着固有危险性。然而，这种固有危险性都是在人机环境控制之下运作的，事故常常是在危急事态下，由于人的行为不当导致能量失控而产生的，而操作人员的误操作会使工程设计中的*意图失去作用。实践证明，操作人员的技术水平、精神状态、经验及成熟程度（操作人员的可靠性），对保持生产过程的安全性具有十分重要的影响。
在正常生产过程中，操作人员的主要任务是严格观察稳定的工艺过程，仔细监督自动保护系统的工作状态和冗余备用系统的等待状态。当生产过程中突然出现异常变化，有可能发生破坏性事故时，操作人员应立即采取在其职责范围内的所有措施，并迅速行动。这里zui主要的是必须采取毫无差错的、：正确的行动。而毫无差错的、正确的行动与操作人员的工龄、技术上的熟练程度和年龄有很大的关系。有些人在危急事态下能够控制自己和集中注意力，冷静地、有信心地进行操作，用准确地、协调一致地动作消除故障，化解事故。另一些人则失去信心，变得惊慌失措和失魂落魄，贻误战机，zui终使故障演变成事故。因此，要加强对操作人员的培训，这种培训包括两部分；一部分是运行需要的基本理论和技术知识，他使操作人员具有对完成日常任务的分析和逻辑能力。另一部分是一些直接有关的需要亲自操作的训练，这部分培训不应
于正常的操作步骤，而应重视系统不正常或运行情况越*应预见到的复杂情况的处理，zui后要注意提高他们的心理素质，使他们在遇到异常情况时做到临危不乱、应付自如。
4、结束语
随着发电设备日趋大型化，对控制系统的安全性、可靠性和有效性提出了更高要求。但是无论多么*的设备，多么的设计和巧妙的控制策略，可靠是办不到的。从可靠性观点看，“有故障”是的，问题在于故障是怎样造成的?如何尽早检测、发现潜在故障?然后软化、控制和排除故障，降低故障后果。这需要各级领导的重视和支持，同样需要各方的通力配合和协作。领导的重视和支持可调动工作人员的积极性和责任性、提高对故障的“反应速度”，各方的积极配合则能确保在故障发生前获得所有排除故障所需的资源，加速一些不安全隐患的消除，缩短排除故障或修复故障的时间，而运行中出现的异常和辅机故障，若操作人员能及时发现、正确判断、迅速作出处理，同样可以避免异常和故障的进一步扩大，甚至可以化险为夷。因此，为了有效地减少保护动作，一要加强对检修质量的控制和提高巡回检查质量，使设备维护得能经常按照zui初设计的标准运行，二要提高操作人员应付突发事件的处理能力。
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