集成电路的可靠性范例(3篇)
集成电路的可靠性范文
关键词：电力系统；配网自动化；配网规划
中图分类号：F407.6文献标识码：A
1配网自动化的意义和内容
配网自动化就是利用现代电子技术、通信技术、计算机及网络技术，将配网实时信息、离线信息、用户信息、电网结构参数、地理信息进行集成，构成完整的自动化管理系统，实现配网系统正常运行及事故情况下的监测、保护、控制和配电管理，集配电自动化与配电生产管理为一体的系统。配网自动化的功能应包括配电网络的数据采集与控制(SCADA)，馈线自动化(FA，即故障定位、隔离、非故障区段的供电恢复)、负荷管理、地理信息系统(AM／FM／GIS)、配电应用分析(PAS)等。配网自动化能够实现配网线路故障的快速排除，缩短配电线路故障停电时间，为配网运行提供现代化的管理手段，提高配网运行管理水平和工作效率，提高配网供电可靠性，提升用户满意度和客户服务水平，实现配网的自动化，是配网发展的必然趋势。
2电力系统配网自动化的技术分析
2.1配网自动化的技术原则
2.1.1可靠性原则
实施配网自动化的首要目标是提高配网的供电可靠性，因此配电网络必须具有可靠的电源点(双电源进线，备自投、变电所自动化)、具有可靠的配网网架(规划、布局、线路)、具有可靠的设备(一次智能化开关，二次户外FTU、TTU)、具有可靠的通信系统(通信介质、设备)、具有可靠的主站系统(计算机硬件、软件、网络)。
2.1.2分散性原则
由于配网的地域分布性特点，建立配网自动化系统希望功能分散、危险分散，采用具有智能的一次设备(如重合器)，故障可就地解决。对于县级规模的配电网，复杂性并不高，提高可靠性供电，通常双电源即能满足实际要求。为进一步提高整体系统的安全可靠性，主站软件功能分散，以SCADA为主体的实时监控功能独立运行，以GIS(地理信息系统)为主体的在线管理功能独立运行，电网分析计算功能独立运行，各功能间内核(数据库、微内核调度等)一体化设计，保证信息的可靠、高效、优质共享。
2.2配电自动化的合理规划
配网自动化的基本原理是将环网结构开环运行的配网线路通过分段开关把供电线路分割成各个供电区域。当某区域发生故障时，及时将分割该区域的开关跳开，隔离故障区域，随后将因线路发生故障而失电的非故障区域迅速恢复供电，从而避免了因线路出现故障而导致整条线路连续失电，减少了停电范围，提高了供电可靠性。因此，配电自动化对配网规划提出了以下要求：
2.2.1供电线路要连接成环网，且至少具备双电源，对供电密集区甚至要考虑构成多电源供电系统。
2.2.2线路干线须进行分段。避免线路某处出现故障导致整条线路都连续失电，即通过分段开关的倒闸，将非故障区域负荷转移。分段原则是：根据具体情况，或按负荷相等，或按线长相等，或按用户数量均等原则。应考虑投资效益，一般线长在3km以内的宜分3段，线路更长时分段不超过5段。
2.2.3若分段开关使用负荷开关，不使用断路器，可节省部分一次设备的投资。线路发生故障后，分段开关的作用是隔离故障区域，而不是切除故障电流。当故障发生后，变电站内10kV出口断路器分开，切除故障电流，此后，划分故障区域的分段开关才跳开隔离故障，此时故障电流已经切除。
2.2.4分段开关可使用断路器。目前我国开关生产厂家已经生产出分合负荷电流、过载电流及短路电流的10kV户外真空断路器。这种设备与计算机的遥控技术和数据传输终端设备连接后能够实现遥控操作、数据信息通讯等功能。
2.3配电设备的选择
要做到利用计算机网络和通信技术，实现对配网正常运行的控制、检测和故障时的快速处理(故障检测、故障定位、隔离和非故障区的恢复供电)以及配网的生产管理、设备管理的自动化，正确的设备选型是关键。在配电自动化系统中，配电设备应包括一次设备——配电开关，二次设备——馈线远方终端(FTU)、配变终端单元(TTU)等，以及为一、二次设备提供操作电源和工作电源的电源设备。
实施配电自动化，必须以重合器、分段器、负荷开关等具有机电一体化特性的自动配电开关设备为基础，在架空线路上作为分段和隔离故障用的开关应该具有免维护、操作可靠、体积小和安装方便的特点，并且能适应户外严酷的环境条件。馈线远方终端(FTU)用于采集开关的运行数据、控制开关的分合，为了达到“四遥”功能，必须具有通信功能。配变终端单元(TTU)用于采集配电变压器低压侧的运行数据，控制低压电容器投切用于无功补偿，通信的实时性要求低于FTU。需要特别注意的是，配电设备都在户外布置，其工况条件恶劣，必须达到特定的运行环境要求，否则实施配电自动化不但无法提高供电可靠性，还会降低供电可靠性。
2.4通信系统建设
通信系统是电力系统与配网终端设备联接的纽带，电力系统与终端设备间的信息交互都是通过通信系统完成，因此必须有稳定可靠的通信系统，才能实现配电自动化的功能。通信方式有：光纤通信、电力线载波、有线电缆、无线扩频、借助公众通信网等多种。配网自动化的通信具有终端设备多，单台设备的数据量小，实时性要求不同的特点，因此应因地制宜，根据当地环境和经济条件确定合理的通信系统，同时要考虑调度自动化通信系统的建设。
2.5配网主站建设
配网主站是整个配网自动化系统的监控管理中心，其功能包括SCADA实时监控、GIS(地理信息系统)在线管理、电网经济运行分析等。主站框架要突破传统的单一调度自动化系统C／S模式，以P-P-C／S-B／S一体化架构，充分体现分布式网络的管控一体的综合集成系统特点，计算机网络与软件平台技术充分体现功能与开放，并提供与异构系统跨平台接口，与调度、负控、MIS、CIS等自动化子系统实现无缝集成。
6结论
因此，真正发挥出电力系统配网自动化的潜在功能还需运行专家和通用控制平台进一步的合作，面向实际的需求，解决特定的应用对象和问题。能够充分包容吸收现场专家经验的柔性控制系统才是一个性能优良的配网自动化控制系统。
参考文献：
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集成电路的可靠性范文篇2
1故障诊断与状态监控系统的组成
随着人们用电水平的不断提升，对用电的安全性、可靠性要求越来越高，而10kV配网的运行直接关乎到配网运行的质量，因此，应做好10kV配网的运行故障诊断以及监控工作，才能确保10kV配网的供电质量。故障诊断与状态监控技术在近些年的发展中，不断的得到了改进和完善，与此同时，对确保10kV配网运行的安全性、可靠性有着极大的作用。故障诊断与监控系统主要由软件管理系统、前端采集系统、接地故障点巡查系统等组成，其中软件管理系统主要是对前端采集系统所发出的线路运行数据进行接收和分析，同时，结合10kV配网线路的实际运行情况对其进行实时监控，实现对配网运行状态的掌控。另外，软件管理系统还可以依据系统的控制功能来远程控制线路上的分合断路器设备，这样一旦10kV配网线路上发生故障，控制中心就可以在最短的时间内来分析配网线路运行的故障区域，并从控制前端采集系统中的分合断路器进行切除或隔离故障线路区域，实现对故障线路进行有效的隔离和控制。
前端采集系统是故障诊断和状态监控技术的重要组成部分，主要是对10kV配网的运行状态进行监测，根据10kV配网线路的分布情况，对相应的位置安装采集设备，并将采集到的数据远程发送至计算机软件管理系统，这样配网控制中心就可以根据这些数据来对配网线路的实际运行情况进行分析，并对线路的运行状态进行准确的判断，及时发现10kV配网线路中潜在的安全隐患，从而有效的避免配网线路的故障发生。当然，前端采集系统主要是对线路上已经发生的故障进行定位，对于未发生的故障无法进行数据采集。
接地故障巡查系统。10kV配网在运行的过程中，配网接地故障时有发生，而且也是当前10kV配网线路运行最常见的故障，给10kV配网线路运行的安全性、可靠性也造成了极大的影响。而接地故障巡查系统则主要是针对配网线路进行接地故障检测的，当然，在一些特殊的情况下，需要对其进行特殊对待，例如，在发生单相接地故障的情况下，在对接地故障信号进行检测的过程中，主要是通过对检测装置所检测的数据进行分析，来确定10kV配网线路的单相接地故障，这样能够有效的确定单相接地故障，更有利于故障线路抢险工作的顺利展开，帮助维护工作人员确定线路的故障位置，从而保证10kV配网运行的安全性、可靠性。另外，故障诊断与状态监控系统在运行的过程中，主要是通过软件平台来对配网线路以及各项设备的运行状态进行监测和分析（如图1所示）。
2故障诊断与状态监控技术在10kV配网中的应用
2.1在10kV配网线路运行状态监控方面的应用随着科技的不断发展，电力企业的发展也极为迅速，尤其是10kV配网线路的遍布范围也越来越广，而且，线路遍布的位置具有随机性，很多配网线路在正常运行的过程中，可能受到外部因素的影响而引发线路故障问题，从而影响到10kV配网线路运行的可靠性。当然，电力企业在发展的过程中也极为重视这方面的问题，为了避免这类问题给配网线路造成破坏以及影响到居民用电的安全性和稳定性，对配网的运行状态监控工作也在不断的进行着，以往对10kV配网线路运行状态的监控，主要是人工定时对线路进行巡检，不仅消耗了大量的人力，而且，巡检还存在不完善性、疏漏性等问题，也给10kV配网线路的安全运行埋下隐患。而在近些年的发展中，故障诊断与状态监控技术的发展极为迅速，并被广泛的应用到10kV配网运行状态监控中，不再需要人力对配网进行巡查，通过数据采集设备对配网线路及其设备的运行数据进行采集，并通过控制中心来对数据进行分析，从而对10kV配网线路运行状态的实时掌握，一旦发现配网线路运行异常，可以对其进行针对性的处理，从而有效的提升10kV配网线路运行的安全性、可靠性。
2.2在10kV配网线路故障排查中的应用众所周知，在10kV配网运行的过程中，可能受到内部或外部的因素影响而引发配网故障，如，恶劣天气的影响、小动物落到线路等而引发的故障现象，10kV配网主要是对居民供电的配网线路，一旦发生配网故障，将会给居民用电的安全性、可靠性造成极大的影响，因此，为了避免或降低配网故障带来的损失，必须要做好配网的故障排查和处理工作。在以往10kV配网线路发生运行故障的时候，主要是采用人工排查的方式进行，而在一些恶劣天气下，尤其是广东是一个台风和雷雨天气多发地区，也将给工作人员的故障排查造成极大的困难，甚至会引发人身安全事故，而且，在确定故障位置的过程中还会消耗大量的时间，会涉及到较长的停电时间，从而给用户用电的可靠性造成极大的影响。而在故障诊断与状态监控技术应用下，可以对线路进行在线监控，一旦在10kV配网线路故障发生的情况下，可以在最短的时间内确定线路故障发生位置，并通过控制中心来对关合断路器进行控制，对故障区域的配网线路进行隔离，而且，也能将停电范围最大程度的缩小，减少影响范围，而且，在故障点确定之后采取有针对性的处理措施，缩短了配网故障的处理时间，进一步降低10kV配网故障对用户造成的影响。
2.3在10kV配网线路其他方面的应用广东地区的天气较为潮湿，尤其是在春季，潮湿天气会对配网的正常运行造成一定的影响，另外，在夏季也是雷雨天气以及台风的多发地带，配网线路故障频繁发生，给广东地区10kV配网供电质量造成极大的影响。在近些年的发展中，伴随着广东供电企业投入故障诊断与状态监控技术，主要对10kV配网的故障管控、雷击频繁区域的巡视、故障高发设备等方面的运行监测以及故障诊断，确保了广东地区10kV配网运行的安全性可靠性。另外，通过大量的实践证明，故障诊断与监控系统的应用，可以对配网线路运行的负荷大小进行实时监控，对线路的安全运行有着重大的作用；而且，故障诊断监控系统能够实现远程控制的功能，这样，控制中心的管理人员就可以通过控制中心的系统软件进行监控和分析，并且下达远程控制命令，尤其是在10kV配网及其设备发生故障的情况下，管理人员可以通过远程控制配网线路上的断路器分合，能够快速的隔离故障区段，避免或降低了故障的扩大而对线路以及设备造成的损毁，从而将10kV配网故障的损失将至最低，进一步保证10kV配网线路运行的可靠性，提升电力系统的供电质量。
3结语
集成电路的可靠性范文
[关键词]输电线路继电保护保护方法
中图分类号：TM773文献标识码：B文章编号：1009-914X（2016）25-0379-01
电力能源在生产、工作和日常生活中重要能源之一，输电线路容易受复杂因素的干扰和破坏，进而出现故障，影响供电安全和质量，所以，提高继电保护水平就变得尤为迫切。因此，我们必须要先了解继电保护的工作原理，然后立足实际，积极寻求科学、有效的解决措施，以确保输电线路能够安全、稳定、高效地运行。
1.输电线路故障原因分析
1.1雷击跳闸故障
输电线路覆盖区域广阔、运行情况复杂、数量众多，而且一般地处旷野，在这些空旷的区域，输电塔和输电线一般是最高的建筑，极有可能遭受雷击。在雷雨季节，无论是架空线上受到雷电感应或是雷电直接击中避雷线、输电线路都将在输电线路上产生雷击过电压。若线路的绝缘水平太低或防雷保护措施不力，就会发生各种形式的雷击跳闸故障。雷击事故虽然与雷击线路原因有较大关系，但设备的缺陷、线路的布置也极有可能加剧雷击事故的危害。导致输电线路雷击跳闸故障的具体原因有以下几点：①线路位于雷击活动强烈区。雷电是雷击事故的最直接原因，如果线路处于雷击活动强烈区，可能会使输电线路遭受雷电的重复打击。②线路绝缘水平低。线路绝缘是雷击时的第一层保障，绝缘水平不够将直接增加线路受雷电打击时发生故障的概率。③线路布置不合理。避雷线布置不当，保护角偏大时，会发生避雷线失效，让雷直接击到导线上。此外，当输电线路互相交叉或跨越电压较低线路时，如果不能保证上下两根导线的垂直距离也可能由于两根线路的电势差而发生交叉点闪络现象。
1.2外力破坏跳闸故障
近年来，随着电网的不断发展，输电线路所经区域扩大，安全运行也面临着更多的问题。除了前面提到的雷击等自然原因外，外力破坏也严重威胁着输电线路的安全运行。输电线路外力破坏主要来源有以下几种：①违章施工作业。施工企业的管理还不健全，为了追求快速完成工程，施工企业对输电线路的保护不会也不可能面面俱到，导致挖断电缆、撞断杆塔的事故时有发生，不仅对电力部门造成了损失，也埋下了施工安全隐患。②违章建筑、超高树木。违章建筑和树障威胁着电力线路的安全运行。一些单位和个人违反国家法律法规，擅自在电力设施保护区内违章建房，违章种树。当输电线和房屋、树木之间的距离达不到安全距离要求时，输电线路就会放电造成跳闸故障，给电力系统可靠性带来了很大的不确定因素，并对周围的建筑、设备或人员构成危害。
1.3人为造成的故障
目前电力系统的自动化水平不断地提高而且已经达到了一定的水平，但是为了保证电力系统的稳定性，仍然存在部分工作人员手动操作控制电网部分线路的权限。因此很容易受到人为因素的影响，可能会发生因为误判而导致错误的操作，从而给电力系统的建设带来很大的危害。
2.继电保护的基本要求
①可靠性可靠性是继电保护的最根本的要求，可靠性即是在供电系统需要进行保护的时候可靠地保证运行，与之相同的是在系统不需要保护时可靠地不进行运行。②灵敏性灵敏性就是当设备或是输电线路在被保护的范围内发生短路时，保护设备的灵敏性就需要发挥作用，各类继电系统对继电保护的最小灵敏度都有具体的规定。③选择性选择性就是当线路出现故障的时候，首先有线路故障设备或是输电线路自身的设备进行故障切除。当自己无法解决该故障的时候，才动用其他设备进行援助，从而达到对故障的切除。④速动性速动性就是要求在解决问题时动作要迅速，这里所说的动作迅速是指保护装置应当及时切除输电线路短路造成的故障，从而减少对设备的损坏程度，降低电力设备的开销，减少短路造成的影响范围。
3.输电线路继电保护的发展趋势
3.1继电保护系统集成网络化
常规的输电线路保护装置大部分只是反映本保护安装侧的电气量，相邻线路的气体保护侧只能靠触点作为开关量接入保护系统，运用这种方式的信息采集量非常有限，于此同时也需要很大的控制信号线缆，这样不仅不能实现数据信息的实时共享，同时还大量增加成本，对于调试和后期的检修维护也很不方便。利用光纤网络，可以很好地实现网络信息的实时传输和共享，性价比也变得比较高。利用光纤网络可以实现对继电保护系统的分布集控室保护，这样比常规的集中式保护具有更好的可靠性和调控的准确性。除此之外，继电保护系统的集成保护化系统，可以在很大程度上节省控制信号电缆的使用。
3.2继电保护系统数字信息化
微机保护在当前的输电线路继电保护中处于核心位置，但是在目前的工程中使用的危机装置仍然还存在有许多问题，特别是集成电路芯片大多都是通用型的常规的芯片装置，这样就需要结合我国的目前的输电线路的具体情况，研究开发继电保护装置的专用芯片。由于输电线路对继电保护装置的实时性和安全性等方面有苛刻的技术要求，研究开发用于输电线路继电保护专用的芯片，在近期内将成为智能电网进一步发展的一项不可缺少的技术基础。除此之外，继电保护系统信息化是电力系统发展的一个趋势，因此如何更好的完善继电保护系统的相关技术要求和合理优化继电保护系统的实时性、安全性和可靠性，及如何更好的获得经济效益和社会效益的统一，还需要进一步的加深探讨。
3.3继电保护系统自适应保护技术自适应继电保护系统系统技术能在很大程度上提高输电线路的安全可靠性，其主要的思路是通过合理的决策和逻辑判断，来对输电线路中的负荷波动、瞬时故障等各种运行的情况，来进行进一步的改善，以此来提高电线继电保护系统的综合性能。在机电保护系统中运用自适应保护技术，可以使继电保护的装置的得到进一步的优化，以合理的调控决策自动改变从而适应系统的运行工况。自适应基点保护技术，通过合理改善保护装置的性能指标，体现了继电保护装置的网络化和智能化等特性。
4.结语
总之，随着输电线路系统规模的日渐扩大，必须要加快对继电保护的研究，不断改造和升级相应的装置，进而为输电线路的稳定、可靠运行提供重要保障，实现安全用电、放心用电。
参考文献：