参考第3章故障定位的基本思路与方法
第3章故障定位的基本思路与方法
本章介绍常见故障的基本处理思路和方法。包括：
●对维护人员的要求
●故障定位的基本原则
●故障判断与定位的常用方法
●故障处理的过程示例
3.1 对维护人员的要求
快速定位和及时排除光传送系统的故障，对维护人员的业务技能、操作规范等
都有很高要求。维护人员应做到以下应知应会。
3.1.1 专业技能
1. 熟练掌握SDH的基本原理
参见《光同步数字传送网》主编：韦乐平人民邮电出版社。
2. 熟练掌握传输系统告警信号流及告警产生的机理
参见《OptiX OSN 3500/2500/1500智能光传输系统维护手册告警及性能事
件分册》。
3. 熟练掌握以下常见告警信号的处理
(1)线路告警
●R_LOS
●R_LOF
●R_OOF
●AU_AIS
●AU_LOP
●MS_AIS
●MS_RDI
●B1_EXC
●B2_EXC
●HP_LOM
●HP_SLM
●HP_TIM
●HP_UNEQ
(2)支路告警
●TU_AIS
●TU_LOP
●T_ALOS
●P_LOS
●EXT_LOS
●UP_E1_AIS
●LP_RDI
●LP_SLM
●LP_TIM
●LP_UNEQ
●B3_EXC
(3)保护倒换告警
●PS
(4)时钟告警
●LTI
●SYNC_C_LOS
●SYN_BAD
(5)设备告警
●POWER_FAIL
●FAN_FAIL
●BD_STATUS
告警信号的处理方法，参见《OptiX OSN 3500/2500/1500智能光传输系统维
护手册告警及性能事件分册》。
4. 熟练掌握传输设备和网管的基本操作
参见网管操作手册和网管的联机帮助。
5. 熟练掌握传输常用仪表的基本操作
传输设备在维护中常用的仪表包括：2M误码仪、光功率计、SDH分析仪、示
波器、万用表等，使用方法参见各仪表的使用手册。
3.1.2 工程组网信息
●熟悉组网情况。
●熟悉业务配置。
●熟悉设备运行状况。
●熟悉工程文档，并作好工程文档的维护工作。
3.1.3 故障现场数据的采集与保存
●采集并保存设备的告警及性能事件。
●采集并保存各网元及单板的配置数据。
●采集并保存各网元及单板的运行状态数据。
●采集并保存网管的操作日志。
3.2 故障定位的基本原则
故障定位关键是：将故障点准确地定位到单站。
故障定位的一般原则可总结为四句话：先外部，后传输；先网络，后网元；先
高速，后低速；先高级，后低级。
故障定位的一般原则可总结如下：
●先定位外部，后定位传输。
在定位故障时，应先排除外部的可能因素，如光纤断，对接设备故障或电源问
题等。
●先定位网络，后定位网元。
在定位故障时，首先要尽可能准确地定位出是哪个站的问题。
●先高速部分，后低速部分。
从告警信号流中可以看出，高速信号的告警常常会引起低速信号的告警；因此
在故障定位时，应先排除高速部分的故障。
●先分析高级别告警，后分析低级别告警。
在分析告警时，应首先分析高级别的告警，如紧急告警、主要告警；然后再分
析低级别的告警，如次要告警和提示告警。
3.3 故障判断与定位的常用方法
故障定位的常用方法可简单地总结为：“一分析，二环回，三换板”。
当故障发生时，首先通过对告警、性能事件、业务流向的分析，初步判断故障
点范围。然后，通过逐段环回，排除外部故障或将故障定位到单个网元，以至
单板。最后，更换引起故障的单板，排除故障。
对于较复杂的故障，需要综合使用表3-1所示的方法进行故障定位和处理。
表3-1 复杂故障的定位和处理
3.3.1 告警、性能分析法
SDH信号的帧结构里定义了丰富的、包含系统告警和性能信息的开销字节。因
此，当SDH系统发生故障时，一般会伴随有大量的告警和性能事件信息，通过
对这些信息的分析，可大概判断出所发生故障的类型和位置。
获取告警和性能事件信息的方式有以下两种：
●通过网管查询传输系统当前或历史发生的告警和性能事件数据。
●通过传输设备机柜和单板的运行灯、告警灯的状态，了解设备当前的运
行状况。
1. 通过网管获取告警信息，进行故障定位
通过网管获取故障信息，定位故障的特点是：
●全面：能够获取全网设备的故障信息。
●准确：能够获取设备当前存在哪些告警、告警发生时间，以及设备的历
史告警；能够获取设备性能事件的具体数值。
●如果告警、性能事件太多，可能会面临无从着手分析的困难。
●完全依赖于计算机、软件、通信三者的正常工作，一旦以上三者之一出
问题，通过该途径获取故障信息的能力将大大降低，甚至于完全失去。
下面通过举例，对告警、性能数据分析法给予说明。
在如图3-1所示的链形组网中，网管计算机设在NE1站。
图3-1 链形组网图
故障现象：NE1站和NE4站间的E1业务中断，从NE1站无法登录NE4站，
且NE3站东向光板有MS_RDI告警和HP_RDI告警，NE1站与NE4站间的业
务所对应的E1通道有LP_RDI告警。
分析判断：通过分析告警，可知NE4站没有正确接收到NE3站发出的信号，
而NE3站能正确接收到NE4站发出的信号。可能的故障原因包括：
●NE3站东向光板发送信号有问题。
●光缆线路问题（包括光纤和光纤接头）。
●NE4站光板的接收信号问题。
故障定位：借助于网管软件，可以通过修改业务配置、人工插入告警等方法，
对故障进行定位。例如，若我们怀疑图3-1中NE2站与NE3站间光纤接反（即
NE2站的东向光接口板误接NE3站的东向光接口板），则可以通过网管在NE2
站东向光接口板人工插入HP_RDI，然后通过网管观察NE3站告警上报情况：
●若是西向光接口板上报HP_RDI告警，则说明NE2站的东向发送端接的
是NE3站的西向接收端，光纤连接正确。
●若是NE3站的东向光接口板上报了HP_RDI告警，则说明NE2站东向
发送端接到了NE3站的东向接收端，光纤接反，需要纠正。
注意：
通过网管获取告警或性能信息时，应注意保证网络中各网元的当前网元运行时间设置正确，倘若网元时间设置错误，将会导致告警、性能信息上报错误或根本不上报。
在维护过程中，对某网元重下配置后，应特别注意将该网元的网元时间设为当前时间，否则网元会工作在缺省时间里，而缺省时间并不是当前时间。
2. 通过设备上的指示灯获取告警信息，进行故障定位
OptiX OSN 3500/2500/1500 设备上有不同颜色的运行和告警指示灯，这些指
示灯的状态，反映出设备当前的运行状况或存在告警的级别。
机柜顶部指示灯的状态及含义参见《OptiX OSN 3500/2500/1500智能光传输
系统设备手册》。
OptiX OSN 3500/2500/1500单板一般都有4个指示灯，其含义参见《OptiX
OSN 3500/2500/1500智能光传输系统设备手册》。
3. 两种获取故障信息途径的比较
从上面的介绍可以看出，通过网管与通过观察设备指示灯这两个途径获取设备
故障信息，各有其优点。因此，在实际的故障定位过程中，这两种手段要结合
起来使用。
排除故障时，需要网管中心的维护人员与各站的设备维护人员共同参与，一般
由网管中心的维护人员协调指挥，各站的设备维护人员密切配合，统一行动。
两种途径的比较如表3-2所示。
表3-2 通过网管和指示灯获取故障信息途径的比较
3.3.2 环回法
1. 概述
环回法是SDH传输设备定位故障最常用、最行之有效的一种方法。该方法最大
的一个特色就是定位故障，可以不依赖于对大量告警及性能数据的深入分析。
作为一名SDH传输设备维护人员，应熟练掌握。
警告：
环回操作可能会影响正常的业务，建议在业务量小的时候使用。
环回操作分为软件、硬件两种，这两种方式各有所长：
●硬件环回相对于软件环回而言环回更为彻底，但它操作不是很方便，需
要到设备现场才能进行操作；另外，光接口在硬件环回时要避免接收光功
率过载。
●软件环回虽然操作方便，但它定位故障的范围和位置不如硬件环回准确。
比如，在单站测试时，若通过光口的软件内环回，业务测试正常，并不能
确定该光板没有问题；但若通过尾纤将光口自环后，业务测试正常，则可
确定该光板是好的。
2. OptiX OSN 3500/2500/1500 对软件环回操作的支持
OptiX光传输系统的软件环回操作及应用特点如表3-3所示。
表3-3 OptiX光传输系统软件环回操作及应用
由于支路板环回、线路板环回可将故障定位到单站，同时可初步定位支路板、
线路板是否存在故障，因此在实际中使用最多，要求维护人员熟练掌握。
交叉时钟板环回可用于初步定位单站故障是线路侧故障、支路侧故障还是交叉
故障，同时还可以定位出是哪一侧的线路板故障。由于交叉时钟板环回操作起
来比较复杂，一般很少使用。
窍门：
实现交叉时钟板环回最简单的方式就是通过网管配置一个线路板或支路板的环回业务。当然，环回前先要作好业务备份工作，以便恢复业务时使用。
3. 环回法的使用
在进行环回操作前，需确定对哪个通道、哪个时隙环回？应该在哪些位置环回？
应该使用哪种环回——外环回，还是内环回？这可分四个步骤进行。
窍门：
对于同时出问题的业务，一般都具有一定的相关性，因此只要恢复其中的一个业务，其他的业务常常能自动得到恢复。另外，采样简化的思路，也常常使得故障的分析、处理显得更加
清晰、简单。尤其是在出故障的业务比较复杂的情况下，采样简化的方法更加显得行之有效，甚至是故障定位思路的出发点或突破口。
4. 环回法实际应用举例
环回法实际应用案例参见《OptiX OSN 3500/2500/1500智能光传输系统维护
手册故障处理分册》第1章的“1.2.8 环回举例”。
5. 环回法小结
环回法不需要花费过多的时间去分析告警或性能事件，而可以将故障较快地定
位到单站乃至单板。方法操作简单，维护人员较容易掌握。
但是，假若所环回的通道内有其他正常的业务，环回法必然会导致正常业务的
暂时中断，这是该方法最大的一个缺点。因此，一般只有出现业务中断等重大
事故时，才使用环回法进行故障排除。
3.3.3 替换法
1. 概述
替换法就是使用一个工作正常的物件去替换一个被怀疑工作不正常的物件，从
而达到定位故障、排除故障的目的。这里的物件，可以是一段线缆、一个设备
或一块单板。
2. 替换法的使用
替换法既适用于排除传输外部设备的问题，如光纤、中继电缆、交换机、供电
设备等；也适用于故障定位到单站后，用于排除单站内单板的问题。
3. 替换法实际应用举例
如图3-1的示例中，如果怀疑NE3站发与NE4站收之间的光纤有问题，则可
将NE3站与NE4站间收、发两根光纤互换。若互换后，NE3站东向光板的收
有R_LOS告警，则说明是光纤的问题；若互换后，故障现象与原来一样，则
说明光纤没有问题，而是光板的问题。此时，可以进一步使用替换法，分别替
换NE3站东向光板和NE4站西向光板，来定位到底是哪块光板的问题。
如果支路板某个2M通道有T_ALOS告警，我们怀疑是交换机或中继线的问题，
则可与其他正常通道互换一下。若互换后T_ALOS告警发生了转移，则说明是
外部中继电缆或交换机的问题；若互换后故障现象不变，则可能是传输的问题。
利用“替换法”，我们还可以解决其他如电源、接地等问题。
4. 替换法小结
替换法的优势是：简单，对维护人员的要求不高，是一种比较实用的方法。但
该方法对备件有要求，且操作起来没有其他方法方便。插拔单板时，若不按规
范执行，还可能导致板件损坏等其他问题的发生。
3.3.4 配置数据分析法
1. 概述
在某些特殊的情况下，如外界环境条件的突然改变，或由于误操作，可能会使
设备的配置数据——网元数据和单板数据遭到破坏或改变，导致业务中断等故
障的发生。此时，在将故障定位到单站后，可使用配置数据分析法进一步定位
故障。
2. 配置数据分析法的使用
通过查询、分析设备当前的配置数据是否正确，来定位故障。配置数据包括：
复用段的节点参数、线路板和支路板通道的环回设置、通道追踪字节等。
对于网管误操作，还可以通过查看网管的操作日志来进行确认。
3. 配置数据分析法小结
配置数据分析法适用于故障定位到单站后故障的进一步分析。该方法可以查清
真正的故障原因。但该方法定位故障的时间相对较长，且对维护人员的要求非
常高。一般只有对设备非常熟悉、且经验非常丰富的维护人员才使用。
3.3.5 更改配置法
1. 概述
更改配置法所更改的配置内容可以包括：时隙配置、板位配置、单板参数配置
等。因此更改配置法适用于故障定位到单站后，排除由于配置错误导致的故障。
另外更改配置法最典型的应用就是用来排除指针调整问题。
2. 更改配置法的使用
如怀疑支路板的某些通道或某一块支路板有问题，可以更改时隙配置将业务下
到另外的通道或另一块支路板；若怀疑某个槽位有问题，可通过更改板位配置
进行排除；若怀疑某一个VC-4有问题可以将时隙调整到另一个VC-4；另外交
叉时钟板的自环，也可以认为是“更改配置法”的一种。
在升级扩容改造中，若怀疑新的配置有错，可以重新下发原来的配置来定位是
否配置问题。
但需要注意的是，我们通过更改时隙配置，并不能将故障确切地定位到是哪块
单板的问题——线路板、交叉时钟板、支路板、还是母板问题。此时，需进一
步通过“替换法”进行故障定位。因此，该方法适用于没有备板的情况下，初
步定位故障类型，并使用其他业务通道或板位暂时恢复业务。
应用更改配置法在定位指针调整问题时，可以通过更改时钟的跟踪方向以及时
钟的基准源进行定位。
3. 更改配置法小结
由于更改配置法操作起来比较复杂，对维护人员的要求较高；因此，通常只在
没有备板的情况下，为了临时恢复业务而使用；或在定位指针调整问题时使用。
此外在使用该方法前，应保存好原有配置，同时对所进行的步骤予以详细记录，
以便于故障定位。
注意：
对于复用段保护环，倒换状态下修改业务配置可能会造成复用段协议停止，造成业务中断。
3.3.6 仪表测试法
1. 概述
仪表测试法一般用于排除传输设备外部问题以及与其他设备的对接问题。
2. 仪表测试法应用
如我们怀疑电源供电电压过高或过低，则可以用万用表进行测试；若怀疑传输
设备与其他设备对接不上是由于接地的问题，则可用万用表测量对接通道发端
和收端同轴端口屏蔽层之间的电压值，若电压值超过0.5V，则可认为接地有问
题；若怀疑对接不上是由于信号不对，则可通过相应的分析仪表观察帧信号是
否正常，开销字节是否正常，是否有异常告警等。
3. 仪表测试法小结
通过仪表测试法分析定位故障，说服力比较强。缺点是对仪表有需求，同时对
维护人员的要求也比较高。
3.3.7 经验处理法
1. 概述
在一些特殊的情况下，如由于瞬间供电异常、低压或外部强烈的电磁干扰，致
使传输设备某些单板进入异常工作状态。此时的故障现象，如业务中断、ECC
通信中断等，可能伴随有相应的告警，也可能没有任何告警，检查各单板的配
置数据可能也是完全正常的。经验证明，在这种情况下，通过复位单板、单站
重启、重新下发配置或将业务倒到备用通道等手段，可有效地及时排除故障、
恢复业务。
2. 经验处理法小结
建议尽量少使用该方法来处理，因为该方法不利于故障原因的彻底查清。遇到
这种情况，除非情况紧急，一般还是应尽量使用前面介绍的几种方法，或通过
正确渠道请求技术支援，尽可能地将故障定位出来，以消除设备内外隐患。
3.3.8 各种故障定位法的比较
故障定位过程中常用的方法各有特点。表3-4所示为各种故障定位方法的对照
表。在实际的应用中，维护人员常常需综合应用各种方法，完成对故障的定位
和排除。
表3-4 各种故障定位方法对照表
3.4 故障处理的过程示例
对于传输设备的故障处理来说，不管对于哪种类型的故障，其处理过程都是大
致相同的，即首先排除传输设备外部的问题，然后将故障定位到单站，接着定
位单板问题，并最终将故障排除。
3.4.1 排除传输设备外部故障
在进行传输设备的故障定位前，首先排除外部设备的问题。这些外部设备问题
包括：接地、光纤、中继线、交换机、电源故障等问题。
1. 分离传输设备问题还是交换机问题
【方法1】可以通过自环交换机中继接口来判断。如果中继接口自环后，交换
机中继板状态异常，则为交换机问题。如果中继接口自环后，交换机中继板状
态正常，则一般为传输设备问题。
【方法2】通过测试传输设备2M/34M/140M业务通道的好坏，来判断是否是
交换机故障。测试时，使用电口环回的方法，如图3-2所示。
图3-2 电口环回的方法
在站点NE2选择一故障业务通道，进行挂表测试，在站点NE1的支路板上把
对应业务通道设置为内环回，这样就隔离了交换机。如果环回后仪表显示业务
正常，则说明传输设备没有问题，故障可能在交换机或中继电缆；如果业务仍
不正常，则说明传输设备有问题。
2. 光纤故障的排除
对于怀疑断纤的情况，此时，光板必然有R_LOS告警。为进一步定位是光板
问题还是光纤问题，可采取如下方法。
方法1：使用OTDR（Optical Time-Domain Reflectometer）仪表直接测量光
纤。可以通过分析仪表显示的线路衰减曲线判断是否断纤，及断纤的位置。但
需注意，OTDR仪表在很近的距离内，有一段盲区。
注意：
测试时，需要断开与光板相连的尾纤，因为OTDR的发光功率比较大，光板接收光功率过载，造成光板损坏。
方法2：测量光纤两端光板的发送和接收光功率，若对端光板发送光功率正常，
而本端接收光功率异常，则说明是光纤问题；若光板发光功率已经很低，则判
断为光板问题。
方法3：测试光板的发光功率正常后，使用尾纤将光板收发接口自环（注意不
要出现光功率过载），若自环后光板红灯仍有紧急告警，则说明是光板的问题；
若自环后红灯熄灭，则需使用相同的方法，测试对端光板。若对端光板自环后，红灯也熄灭，则可判断是光纤问题。
方法4：使用替换法。用一根好的光纤来替代被怀疑是故障的光纤，判断是否的确是光纤的问题。
3. 光纤连接故障的排除
对于环形网中的ADM（Add/Drop Multiplexer）站点，要求本站的东向光板接下一站的西向光板，其他站点依此类推；对于链形网中的ADM站点，光纤连接也要按照一个确定的方向，本站的东向光板接下一站的西向光板。在光纤接错时，一般都会有大量的指针调整事件发生，进一步的定位可使用以下三种方法。
方法1：可以通过拔纤、关断激光器等方法来判断光纤是否接错。该方法会影响业务，建议不使用这种方法。
方法2：通过网管插入MS_RDI告警的方法来进行判断。该方法不影响业务，推荐使用。
方法3：通过网管修改高阶通道追踪字节J1的方法。注意修改追踪字节可能会影响业务，谨慎使用。
以上三种方法都是通过观察相邻站的对应光板是否上报正确的告警来分析的，对方法一，相邻站对应光板由于接收不到光信号，应上报R_LOS告警。对方法二，相邻站对应光板应报MS_RDI告警。对方法三，相邻站对应光板应报HP_TIM告警。如果发现相邻站的对应光板无正确告警上报，但是相邻站另一块光板却有正确告警上报，则可以确定是光纤连接错。
4. 中继线缆故障的排除
如果在交换设备侧自环，交换中继状态正常；在传输设备的子架接线区上自环，传输测试也正常，则一般为中继电缆问题。当电缆不通或接触不良时，一般可以在对应的支路板通道上看到T_ALOS告警。在这种情况下，可以采用“对线”方法来判断电缆的通断和连接正确性，也可通过与其他正常通道互换线缆的方法排除。
5. 供电电源故障的排除
如果某站登录不上，且与该站相连的光板均有R_LOS告警，则可能是该站的电源故障。若该站从正常运行中突然进入异常工作状态，如出现通道倒换或复用段倒换失败、某些单板工作异常、业务中断、登录不正常等情况，则需检查传输设备供电电压是否过低，或者曾经出现过瞬间电压剧烈波动的情况。
6. 接地问题的排除
如设备出现被雷击或对接不上的问题，则检查接地是否存在问题。首先检查设备接地是否符合规范，是否有设备不共地的情况；同一个机房中各种设备的接
地是否一致；其次可通过仪表测量接地电阻值和工作地、保护地之间的电压差
是否在允许的范围内。
3.4.2 故障定位到单站
故障定位中最关键的一步，就是将故障尽可能准确地定位到单站。而将故障定
位到单站，最常用的方法就是“环回法”，即通过逐站对光板的外环回和内环
回，定位出可能存在故障的站点或光板。另外，告警性能分析法，也是将故障
定位到站点比较常用的方法。一般来说，综合使用这两种方法，基本都可以将
故障定位到单站。
3.4.3 故障定位到单板并最终排除
故障定位到单站后，进一步定位故障位置最常用的方法就是替换法。通过单板
替换法可定位出存在问题的单板。另外更改配置法、配置数据分析法以及经验
处理法，也是解决单站问题比较常用和有效的方法。
表3-5给出了故障处理的各个过程及其常用的方法。
表3-5 故障处理的过程及其方法
配电网故障定位现状及方法综述
配电网故障定位现状及方法综述 发表时间：2019-12-06T17:15:09.787Z 来源：《科技新时代》2019年10期作者：李家成何沁鸿 [导读] 配电网故障定位可大幅度减少故障排查的工作强度，从长远角度看，能有效提高配电网供电稳定性。 （国网湖北省电力有限公司钟祥市供电公司湖北钟祥 431900） 摘要：随着人们对配电网供电安全稳定性的不断提升，尽早发现配电网故障点就显得越来越重要。而电力系统配电网的故障精准定位问题一直没有得到很好地解决，对该问题的研究能够减少经济损失，保障人们的正常生活。因此，本文分析了现阶段常用的故障定位方法的优点和缺点以及各自的适用范围。 关键词：故障定位；优缺点；适用范围 引言：近年来，我国电网规模的不断扩大，配电网的线路结构也日益复杂，人们的生活越来越离不开电能的同时，用户对供电安全稳定的要求也不断提高。要提高供电稳定性首先要尽可能减少故障的发生情况；另一方面，在故障发生后要能迅速解决故障并重新供电。配电网故障定位可大幅度减少故障排查的工作强度，从长远角度看，能有效提高配电网供电稳定性。 常用的配电网故障定位方法及其优缺点 当前配电网故障定位方法主要有阻抗法、故障行波法、故障指示器法等。 1.阻抗法 阻抗法是根据发生故障的时间点所测得的对应电压和电流得出故障回路阻抗的方法，又因理想条件下，回路阻抗与距离大致呈正相关，由阻抗数值可定位故障发生点。阻抗法原理十分简单，但配电网线路很复杂，且受负荷影响较大。因此，故阻抗法不能直接的用于测距计算，在实际应用中常常用作估计大致故障点。 2.行波法 行波法一般可分为单端法、双端法。 （1）单端行波法 单端行波法是利用故障产生的暂态行波进行单端定位的方法。在线路发生故障时，故障点产生的暂态行波在故障点与母线之间来回反复，根据行波在测量点与故障点之间往返一次的时间和行波的波速即可求得故障点的距离。 单端行波法计算公式如下所示： l=（t1-t0）v/2 式中l为故障距离；L为线路全长；t0、t1分别为故障波头和反射波到达计算端母线的时间点；t2为另一边母线的反射波到达的时间点；v为行波的速度。该方法原理同样简单，但在实际工程中，由于故障点反射波、母线反射波难以识别，因此，单端行波法一般用作双端行波法的补充。 （2）双端行波法 双端行波法是利用在线路产生故障时，初始行波向线路两端的两个测量点发射到达的时间差计算故障点到两边分别的距离。计算公式如下： l1=L（t2-t1）v/2l2=L（t1-t2）v/2 式中：l1、l2分别为故障点到两端的距离；t1、t2分别为行波各自到达线路两端的时间，L为线路全长。双端行波测距由于是利用第一个行波波头，而不是故障点反射波、母线反射波，较易识别。因此，在实际应用中主要采用双端行波法测故障点的距离。（3）多端行波法 在双端行波故障定位原理的基础上，进一步提出了多端行波定位法。在现有的研究中，该方法主要有2种具体做法：一是将多个检测点处所采集的故障行波信息进行融合，以确定具体的线路分支在某一采集装置出现故障的时间，可以准确判断到故障分支，并且比较准确。但是在精准的同时该做法需对目标线路区段进行逐一排查，涉及过程复杂，消耗成本高，不能快速排查配电网故障。另一种是利用最先采集到故障行波信息的3个采集装置进行故障定位，然后将分支点位置同定位结果相比较，从而将伪故障点去除，该做法计算较小，实用性和快速性较高。但是，多端定位算法需要将行波采集装置安装在配电网每一个末端，因此在对复杂多分支的配电网进行故障定位时，需要巨额的投资和维护费用。 3.故障指示器法 整体而言，故障指示器在技术上已经较为成熟，结构简单，在国内电力系统已经获得广泛应用，便于大规模的推广应用。不过需要指出的是，与FTU类似，故障指示器的定位精度与配置密度相关，若为保证定位的精度，需要沿线逐点布设故障指示器，构建故障定位系统的成本仍然较高，因此，故障指示器适合于城市电网，不适合于长距离的农村电网故障定位。从实际运行经验看，故障指示器用于短路时定位效果较好，但用于单相接地故障时效果尚不理想。 4.结语: 本文介绍了国内外实际应用中常用的的配电网故障定位技术，有上述不难看出，不同的定位技术都有各自的优缺点及适用范围，为了缩短故障定位时间和容错性，可以尝试将多种算法共同运用到配电网故障定位中，作为检验。实际应用中应结合当地配电网的结构和已有条件综合多项指标选择最契合的定位方案。 参考文献： [1]刘健,毕鹏翔,杨文宇等.配电网理论及应用[M].北京:中国水利水电出版社,2007. [2]万家震，钱丹丹，金莉.配电网中重合器预分段器、熔断器的合理配置[J].吉林电力，2001（3）：28～32 [3]孙波,孙同景,薛永端,等.基于暂态信息的小电流接地故障区段定位[J].电力系统自动化,2008,32(3):52-55. [4]卢继平,黎颖,李健,等.行波法与阻抗法结合的综合单端故障测距新方法[J].电力系统自动化,2007,31(23):65-69. [5]杜红卫,孙雅明,刘弘靖等.基于遗传算法的配电网故障定位和隔离[J].电网技术,2000,24(5):52-55.
常见问题定位方法
1.1 故障定位思路 1.1.1 OSPF网上问题解决要点 OSPF网上问题和其他模块的网上问题不同，大多数模块的问题往往只会导致部分报文丢掉，部分业务不通；而OSPF网上问题一旦发生往往会导致某个区域到某个区域所有业务都不通了，持续的时间长，影响的范围广，报的事故级别也就高。 解决OSPF网上问题首先必须要做的就是收集信息；然后就是要快速恢复业务；最后就是分析问题，解决问题。 1信息收集： 如果你用的是Windows自带的telnet，请通过菜单选择：然后请将以下命令粘贴到telnet：为了方便收集信息，可以输入以下命令，使输出信息不分屏： 然后输入以下命令收集OSPF信息：
最好再收集一下fib信息。 2恢复业务，一般情况，采用以下三种措施就能够暂时将业务恢复，因此在收集完信息后马上就做，以减小事故的影响 2.1如果配置了“引入直连或静态路由”，但却没有生成对应的ASE（这种问题已发 生多次）：去掉引入配置，再重新引入；如果问题不属于此类 2.2使用reset ospf，重起ospf；不过，推荐做法是把OSPF配置清掉，重新配置OSPF； 如果还不行 2.3配置静态路由恢复业务；如果有多台路由器配置静态路由，可以先在某台路由器 配置静态路由，然后再引入静态路由到OSPF通告出去。但是，由于外部路由会 通告到整个自治域，所以一定要慎重考虑。 3业务恢复了，我们就可以静下心来分析一下问题在哪。 1.1.2 OSPF问题分析： OSPF绝大部分网上问题表现就是“不通”，再细分下去 1不通
1.1没有生成路由 1.1.1有LSA，但没有生成路由 1.1.1.1ASE没有生成对应的路由： 这时候要看看OSPF路由表中有无到forwarding address的路由，可以通 过display ospf routing看有无“Routing for ASEs”： Routing for Network Destination Cost Type NextHop AdvRouter Area 3.0.0.0/8 1 Net 3.0.0.1 1.0.0.2 1 2.0.0.0/8 1562 Stub 2.0.0.1 2.0.0.2 1.0.0.0/8 1563 Stub 3.0.0.1 1.0.0.2 1 Routing for ASEs Destination Cost Type Tag NextHop AdvRotuer 101.0.0.0/8 1 2 1 3.0.0.1 1.0.0.1 9.0.0.0/8 1 2 1 3.0.0.3 1.0.0.2 Total Nets: 3 Intra Area: 3 Inter Area: 0 ASE: 2 NSSA: 0 如果没有的话，往往是因为没有到达ASBR或forwarding address的自治 域内路由。 1.1.1.1.1ASE LSA的forwarding address不为0.0.0.0 通过display ospf lsdb ase命令，可以看到 Link State Data Base type : ASE ls id : 101.0.0.0 adv rtr : 1.0.0.1 ls age : 239 len : 36 seq# : 80000003 chksum : 0x247 options : (DC) Net mask : 255.0.0.0 Tos 0 metric: 1 E type : 2 Forwarding Address :3.3.3.3 Tag: 1
配电网故障定位的方法
配电网故障定位的方法 快速，准确的故障定位是迅速隔离故障和恢复供电的前提，对于维护配电网的安全运行具有重要意义。 配电网故障定位 快速，准确的故障定位是迅速隔离故障和恢复供电的前提，对于维护配电网的安全运行具有重要意义。那么，如何对配电网进行快速，准确的故障定位呢？ 一、配电网故障处理特点 配电网络馈线上一旦发生单相、相间、三相等短路时，设备上的F1U及时将故障信息卜传至主站系统。即变电站SCADAS系统，若变电站运行人员处理不了，再次将信息上传至上一级调度，经调度SCADAS系统分析进行定位、隔离、恢复。一般来说，配电网故障处理有以下几个特点： （1）配电网不仪有集中在变电站内的设备，而且还有分布于馈线沿线的设备，如柱上变压器、分段开关、联络开关等。信号的传输距离较远，采集相对比较困难，而且信号具有畸变的可能性，如继电器节点松动。开关检修过程中的试分/合操作及兀’U本身的误判断等都会干扰甚至淹没有用信号，导致采集到的信号产生畸变。 （2）配电网设备的操作频度及故障频度较高，因此运行方式具有多变性，相应的网络拓扑也具有自身的多变性。 （3）配电网的拓扑结构和开关设备性能的不同。对故障切除的方式也不同。如多分段干线式结构多采用不具有故障电流开段开关和联络线开关，故障由变电站的断路器统一切断，这种切除方式导致了停电范围的扩大。 配电网故障定化是配电网故障隔离、故障恢复的前提，它对于提高配电网的运行效率、改善供电质量、减小停电范围有着重要作用。 二、配电网故障定位的方法 1、短路故障定位技术方法 配电网系统中短路故障是指由于某种原因，引起系统中电流急剧增大、电压大幅下降等不利运行工况，同时该故障发生后会进一步引发配电网系统中变配电电气设备损坏的相与相、相对地间的大电流短接故障。按照短路发生部位，可以分为三相短路、两相短路、两相对地短路、以及单相对地短路故障。由于配电网发生短路故障后，其电流、电压等特征故障参量较为明显，故障定位技术方法的实现相对较为简单，工程中最常用的是“过电流法”。
OTN告警介绍及故障定位方法.
OTN告警介绍及故障定位方法 1 OTN帧结构简介 1.1 OTN产生的背景 目前随着通信行业的发展，对光网络的要求越来越高，要求光网络所承载的信息量也越来越大，承载的客户信号种类也各种各样，包括SDH、ATM、以太网、IP等多种信号都要求能在光网络中快速、高效、透明、可靠的传输。为此，国际电信联盟ITU制订光传送网OTN的相关标准，来指导OTN的发展。 光传送网OTN是下一代光网络的发展方向。OTN设备主要完成的功能就是将客户信号封装在OTN的相应帧格式中，透明、高效的进行传输，同时，通过相应的OTN开销对信号的好坏进行检测。因此，理解好OTN开销对深入理解OTN设备有着重要意义。 ITU-T在G.709标准中规定了OTN的帧格式和映射方式，；在G.798标准中规定了设备的功能特性。因此，本手册主要以G.709和G.798为标准，结合我司M820V2.5设备和 ZXONE 8X00设备，主要讲述我司设备OTN开销的实现以及检测。 1.2 OTN的网络层次 光传送网OTN的一个主要特征就是网络的层次化。将光传送网划分为多个网络层次，每个层次之间彼此互为服务层与客户层。客户信号在不同层次之间进行传输，每一层次都有着自己的开销，用于检测本层次信号的好坏。 根据ITU-T的G.709规定，OTN分为客户信号层、光通道净荷单元（OPU）、光通道数据单元（ODU）、光通道传送单元（OTU）、光通道层（OCH）、光复用段层（OMS）、光传输段层（OTS）。以上各层之间，前者是后者的客户层，后者是前者的服务层。下面是对各层的简单说明： 1. 客户信号层：该层主要指OTN网络所要承载的局方信号，主要包括：SDH、以太网、 IP业务等。 2. 光通道净荷单元OPU：该层主要是用来适配客户信号以便使其适合在光通道上传输， 即：承载客户信号的“容器”。该层的开销主要用来指示客户信号映射到OTN信号的过程。 3. 光通道数据单元ODU：该层是由OPU层和ODU层相关开销构成的，该层的开销可 以支持对传输信号质量端到端的检测。 4. 光通道传送单元OTU：该层是在光路上传输信息的基本单元结构，有ODU层和OTU 层相关开销构成。
配电网故障定位方法研究分析
配电网故障定位方法研究分析 发表时间：2018-03-08T11:20:48.843Z 来源：《电力设备》2017年第30期作者：刘柏罕1 曾凡有2 [导读] 摘要：随着城市的快速发展，配电网络覆盖面积日益扩大，配电网的结构也愈加复杂。 （1国网南昌供电公司江西南昌 330000；2.江西省电力设计院江西南昌 330096） 摘要：随着城市的快速发展，配电网络覆盖面积日益扩大，配电网的结构也愈加复杂。各电气设备以及配电网各个部分的联系越来越紧密，因此，配电网中的任何一个环节的故障都将导致连锁反应，甚至是造成大面积停电事故。本文深入探讨了配电网故障的定位方法以及故障快速恢复的策略，对提高配电网供电可靠性和电网检修工作有重大的指导意义。 关键词：智能配电网；故障定位；故障恢复 引言 配电网分布广、结构复杂，在城区电网架空线路多与电缆线路混合分布。对于保护不完善的线路，一旦线路某区段发生接地故障，则需要通过多次开关的操作才能将故障隔离开。故障处理时间长，易造成较大面积的停电，故亟需进一步提高故障定位和处理水平。本文就配电网故障定位方法进行深入综述，以帮助检修人员快速找到故障点，对故障进行隔离和处理，这对加快恢复供电速度具有重要意义。 1配电网故障定位的方法 1.1中电阻法 由理论可知故障电流仅仅在故障线路故障相和系统母线之间流通。因此可以在故障系统中性点加入一定值的电阻。首先检测流过该电阻的故障电流，通过计算便可以实现故障点的定位。该方法的缺点是要专门设计中性点电阻，其设计比较麻烦，增加故障定位成本。在中性点人为增加的电阻，增大了系统的故障电流，需进一步考虑解决系统绝缘的难题，且增大的故障电流亦将会对通讯系统造成较大干扰。 1.2基于FTU的故障定位方法 利用馈线终端单元FTU上传的参数，经过运算实现故障定位的方法称为基于FTU的故障定位方法。FTU安装在柱上开关设备处，各FTU分别采集相应柱上开关设备的运行情况，并将采集的信息通过通讯网发送到远方的配电自动化控制中心。在故障发生时，各FTU记录下故障前及故障时的重要信息，上传到控制中心，经计算机系统分析后确定故障区段和最优恢复供电方案，最终以遥控方式隔离故障区段，恢复健全区段供电。对于辐射状网、树状网和处于开环运行的环网，判断故障区段只需根据馈线沿线各开关是否流过故障电流就可以了。 1.3综合测距方法 1.3.1行波和交流综合定位法 该定位方法迅速，不用巡线查找故障点，并且具有可以进行多次定位的优势来确定故障的电气距离，并确定故障点所在区段，然后利用交流法实现精确定位，确定故障点，其原理如图1所示。 图1行波法和交流综合定位法流程图 1.3.2交—直流综合定位法 该方法克服了直流法难检测、交流法有效范围小的缺点，充分利用直流法和交流法的优点，实现准确快速定位。定位过程是先用直流法确定故障线路，接着继续用直流法缩小故障区域，最后由交流法实现细定位，其原理如图2所示。 1.4和声算法故障定位 一般来说，配电网故障主要采用二进制编码，其中0代表无故障，1则代表有故障，-1则代表负方向过电流。此方法的运行原理为：根据分区域处理法来对配电网进行划分，其中包括：无源树枝、有源树枝两大类，上传故障电流的相关信号，排除无源树枝，并明确维数，这样各个变量值都能以0或1的形式表示出来，对应呈现出线路的工作状态，再对数据库进行更新，判断目标函数。由于配电网通常开环运转，各个联络开关均能充当独立闭合环，和各个开关开合状态之间交换，这其中网络依然处于辐射状态。单联络环配电网的基础上，可以优化配电网达到控制解码维度的目的。各个单联络环都要编码处理，闭合各个开关，让出度和入度之合小于2的节点连接支路，合成一个支路组，能够达到相同的解环效果。 图2交—直流综合定位流程图 2配电网故障快速恢复策略 2.1基于单联络环网络连通恢复 配电网故障时，分段开关将自动将故障分隔开来，据此应该闭合一切单联络环所对应的联络开关，以此来重新让网络连通起来。因为
缩短配网故障定位及抢修时间技术手段的研究 胡甜甜
缩短配网故障定位及抢修时间技术手段的研究胡甜甜 发表时间：2018-12-05T21:49:19.517Z 来源：《电力设备》2018年第21期作者：胡甜甜[导读] 摘要：随着现代社会的快速发展，电力资源已经成为当前人们生活和工作过程中不可或缺的重要能源。 （国网福建石狮市供电有限公司福建省石狮市 362700）摘要：随着现代社会的快速发展，电力资源已经成为当前人们生活和工作过程中不可或缺的重要能源。电力企业应该强化配电网发生故障时的抢修工作管理，结合故障精确定位技术，改善配电网故障修理的管理措施以及技术措施，从而达到有效缩短配电网故障抢修时间的目的，提高城市配电网运行过程中的安全性和可靠性。基于此，本文就缩短配网故障定位及抢修时间技术手段进行了论述，以供参阅。 关键词：配网故障；定位；抢修；技术引言 配网系统在实际运行过程中，难免会出现各种故障问题，缩短故障定位与抢修时间，首先需要明确影响配网故障定位与抢修的因素，在此基础上来排除不良因素的干扰，采取科学的抢修技术。以此提高配网抢修工作效率，缩短故障定位与抢修时间，创造预期的工作效果，最终达到良好的抢修工作效果，提高客户用电服务质量。 1城市配电网故障抢修时间的影响因素一般来说，城市配电网故障的抢修过程可以根据其在时间阶段上的行动不同，分为前期准备、到达目标地点、隔离故障以及修复故障这四个阶段。对城市配电网故障抢修时间的影响因素进行分析，也应该相应的从这四个阶段中实施抢修工作耗费时间的相关影响因素进行具体的分析。综合来讲，城市配电网故障抢修时间的影响因素主要包含以下方面：首先是在前期准备阶段的实施过程中，供电局的车辆准备工作以及施工单位到达现场的时间过于缓慢；其次是在到达目标地点的阶段过程中，行车速度过于缓慢、故障排查的顺序过于缓慢；然后是在隔离故障的阶段过程中，相关故障的隔离方法应用速度过于缓慢，浪费了整体配电网故障清除的时间；最后是在故障修复的阶段过程中，这一阶段也是耗费城市配电网故障抢修时间最多的一个阶段，在这一阶段中，工作人员首先要结合电缆故障车确定城市配电网的电缆故障距离，然后根据电缆沿布图中故障位置的坐标精确的对电缆故障进行定位和清除。在这一过程中，由于城市配电网在设计的过程中线路结构设置存在的问题以及相关的备用线路或者线路分段不合理等等，都会给故障修复的时间造成一定的延迟，进而造成整体城市配电网故障抢修时间的延长。除此之外，在城市配电网故障抢修的过程中，城市交通过于拥堵、抢修物资的到达时间过长、故障抢修设备的使用不当以及城市配电网自身的线路较为老化无法承受隔离等等都会造成城市配电网故障抢修时间的延长，增大城市配电网故障的影响范围，扩大城市因为配电网故障造成的经济损失以及对供电局的社会形象造成不利影响。 2缩短配网故障定位及抢修时间的技术手段 2.1故障定位系统 （1）故障指示设备。配网系统中设置故障指示设备，一旦系统某部位出现故障，指示设备将在第一时间做出反应，并将故障信号传递至其他设备，发出警报信息。（2）监控站。监控站主要负责配网信息监测，能够有效反映信息的具体地理方位，并将其呈现于GIS系统，同时，也能纠正错误信息，深入分析故障信息，从而得出故障类型与具体方位。（3）中心站。中心站负责收录来自于通讯系统的各类信息，再积极转换、传输信息，使故障信息得到有效处理，这其中主要依赖于通讯技术，实现信息的传输，为故障维护人员提供指导。 2.2地理信息技术 在故障定位系统中采用了地理信息技术，它可以把设备传输给它的信息，通过分析判断故障的方位，帮助工作人员了解它的情况。这种技术采用数据库技术，可以提高数据的处理能力。它还可以把地理情况用图像的方式显示出来，既方便又直观。（1）故障系统设备把线路情况反馈给地理信息系统，系统把信息进行整理。工作人员把信息输入到数据库中，数据库把信息和技术结合起来，把方位的具体情况用图形方式显示出来。（2）把相关信息输入到电脑中以后，方便工作人员查询和检索相关信息。当发现信息不准确的时候，还可以利用数据库修改信息。（3）工作人员可以根据需要查询地理信息，安排维修者到现场抢修。地理信息技术可以把地理情况通过特殊的方式展示给工作者，方便工作者查看。这种技术在故障定位中起到很大的帮助，帮助工作人员尽快掌握线路问题的情况。 2.3通信技术 故障定位系统中综合各种技术，可以准确的判断线路的情况，根据情况采用措施进行处理，有利于缩短抢修时间，提高工作效率，降低企业损失。在系统中通信技术发挥重要作用，它可以把信息传输给其他设备，给故障抢修争取时间。故障定位系统中采用通信方式很多，可以根据实际情况采用合适的方式。淤在配网中采用载波方式通信，具有很多好处，它不受距离的限制，在传输的过程中比较安全，效果非常明显。它的用途很广，用在各种电力设备中。这种通信方式对技术的要求很高，出现问题不容易维修，需要维修人员具有熟练的技能才能处理好。在一些农村地区，由于线路比较分散，出现问题不容易及时发现，如果采用这种方式，偏远地区效果并不明显。于在一些局域网中采用光纤通信方式，它可以降低对线路的损坏，而且传输的速度非常快，在传输中比较稳定安全。现在通信技术在慢慢发展，网络速度也在慢慢加快，给这种通信方式提供便利。在铺设这种线路设备时需要花费比较多的成本，线路故障也会造成很大的损失。盂GPRS/GDMA通信，这种方式结合通信技术，可以有效处理线路传输中出现问题，它可以传输大量的数据，提高传输的效率。这种方式比较安全，不容易出现数据的丢失情况，而且建设费用和维修费用相对较为便宜。它的适用范围很广，可以在一些偏远地区使用，可以提高线路故障维修的效率。榆在处理故障问题时，尽快发现它的位置，控制它的影响范围，为工作者争取足够的抢修时间才可以把损失降到最低，不影响居民生活。采用无线远距离的通信方式，它可以解决偏远地区信号比较弱的问题。偏远地区存在干扰因素，导致线路的信号非常差，采用故障定位技术也不容易接收到信息，不利于解决线路问题。而GPRS/GDMA通信方式可以及时反馈线路情况，帮助工作者掌握这里的情况，根据情况制定解决方案。 2.4过流跳闸技术 过流跳闸设备是配网故障定位的有效设备之一，将跳闸设备配置于配网系统，配网线路出现非正常电流，或电流值偏高时，跳闸设备将自动断开，防止过电流对线路的危害，维护配网系统的安全。实际工作中，需要参照跳闸设备实际配置的方位对应定位系统故障，将其同继电器同步运行，能够科学定位故障，如果跳闸设备后方线路发生故障，对应的继电器将发出动作，再综合分析出故障的实际位置。如果过流跳闸设备发出跳闸动作，故障指示设备则将相关的故障信号进行传输，使其达到通讯终端，再进一步将故障信号传输至故障监测中心，从而为故障排查与检修赢得时间。
配电网故障定位方法及系统与制作流程
本技术公开了一种配电网故障定位方法，该方法包括：对包含多层网络模块和双向长短时记忆网络模块的深度神经网络模型框架进行机器学习训练，从而得到最优深度神经网络模型；各监测终端对配电网进工况录波得到录波数据，并对录波数据进行截取获得故障波形区域；利用最优深度神经网络模型中的多层网络模块对故障波形区域进特征提取；各监测终端将特征数据上传至系统主站，并有系统主站进行特征数据归集，并根据配电网拓扑结构将位于同一传输线路上的监测终端的特征数据组合成特征数据序列；将特征数据序列输入双向长短时记忆网络模块从而获得各监测终端与故障点之间的相对位置。 权利要求书 1.一种配电网故障定位方法，其特征在于，该方法包括： 对包含多层网络模块和双向长短时记忆网络模块的深度神经网络模型框架进行机器学习训练，从而得到最优深度神经网络模型； 各监测终端对配电网进行工况录波得到录波数据，并对录波数据进行截取获得故障波形区域；
利用最优深度神经网络模型中的多层网络模块对故障波形区域进行特征提取得到特征数据； 各监测终端将特征数据上传至系统主站，并由系统主站进行特征数据归集，根据配电网拓扑结构将位于同一传输线路上的监测终端的特征数据按线路位置组合成特征数据序列； 将特征数据序列输入双向长短时记忆网络模块从而获得各监测终端与故障点之间的相对位置。 2.根据权利要求1所述的配电网故障定位方法，其特征在于，所述多层网络模块内置于监测终端内部，由监测终端完成对工况录波的特征提取。 3.根据权利要求2所述的配电网故障定位方法，其特征在于，所述多层网络模块包含输入卷积层、卷积块、平均池化层及全连接层。 4.根据权利要求3所述的配电网故障定位方法，其特征在于，所述卷积块的结构为双层卷积层叠加结构，或者为多通道的且每一通道由双层卷积层叠加的结构构成，或者为多通道的且每一通道包含1至3层卷积层的结构构成。 5.根据权利要求4所述的配电网故障定位方法，其特征在于，所述卷积层区域中的卷积块之间设置有残量连接，所述残量连接是指将一个卷积块的输入和输出取和，并将取和结果作为输入传递至下一卷积块。 6.根据权利要求1所述的配电网故障定位方法，其特征在于，所述双向长短时记忆网络模块中的每一长短时记忆单元均对应于一个监测终端，且长短时记忆单元的排列顺序对应于特征数据序列中特征数据的排列方式。 7.一种用于配电网故障定位的系统，该系统使用权利要求1-6之一所述的配电网故障定位方法进行故障定位，该系统包括系统主站以及布置于配电网拓扑中不同位置的多个监测终端；其特征在于，该系统使用端对端的深度神经网络对配电网的故障进行定位判定；所述深度神经网络中包含多层网络模块和双向长短时记忆网络模块，其中多层网络模块布置于监测终端内部，双向长短时记忆网络模块布置于系统主站内部。
智能配电网故障定位研究
智能配电网故障定位研究摘要：我国电力行业快速发展,智能配电网因其具有互动性、可靠性以及优质性等多种优势,成为现代电网发展的主要方向，需要与时俱进研究有效的智能配电网故障定位与故障恢复方法。我国配电网主要采用的是小电流接地系统，本文针对其发生率最高的单相接地故障进行研究，提出故障检测定位方法。 关键词：智能配电网；故障定位；遗传算法 前言 如今，世界各国都在大力发展高效、环保的能源，分布式能源因此被大量接入到配电网中。另外，随着科技进步，用户的互动、需求侧管理等技术得到传播推广。智能配电网是智能电网重要部分，直接关系着智能电网的发展，在分布式能源大量接入和用户互动、需求侧管理技术的冲击下，对配电网结构、技术的更新发展提出新的要求，更是影响着整个智能电网的技术发展。为了应对时代的挑战，推动我国电力技术革命性地发展以及实现绿色能源经济的建设，必须深入研究发展智能配电网技术。近年来，我国电力用户平均停电时间与发达国家相比仍有较大差距，例如在2014年我国高达350分钟，而发达国家不到100分钟，而发生电力用户停电的主要原因是配电线路故障。由于配电网多存在与人口密集区域的原因，配电线路故障是严重的安全隐患，甚至导致死亡。为了保证社会生产和居民人身财产安全、避免损失，必须及时发现及处理配电线路故障。因此，思考研究配电网
故障实现快速定位的技术，具有深远的、重要的意义。随着科学技术的不断发展，智能电网中运用人工智能算法进行配电网故障定位，极大提高了定位效率。目前，应用较多有遗传算法、模糊理论、神经网络等等，每种算法都具有各自的优缺点。本文结合现有的智能算法经验，提出基于改进遗传算法的智能配电网故障定位算法，并通过仿真对其进行验证。 一、遗传算法概述 遗传算法是一种模拟生物进化过程搜索最优解的全局优化概率搜索计算模型，从代表问题参数的染色体开始，根据问题域中个体适应度来选择，最后借助遗传算子来组合交叉及变异，最终生成代表问题最优解的优化后染色体。遗传算法广泛应用在机器学习、模式识别等领域用。遗传算法具体的运算步骤如图1所示。 图1 遗传算法运算步骤 随着广泛应用中暴露的一些问题，以及对遗传算法研究的发展，
高压电缆在线双端故障定位系统的研究与应用
高压电缆在线双端故障定位系统的研究与应用 发表时间：2019-10-12T11:52:15.070Z 来源：《河南电力》2019年2期作者：康乙武[导读] 本文研究了双端行波故障定位的技术，通过建立模块化设计，运用集约化方式对高压电缆线路进行在线实时监测，实现了变电站站端至用户端电缆运行故障的测寻。 康乙武 （广东电网有限责任公司佛山供电局佛山 528000） 摘要：本文研究了双端行波故障定位的技术，通过建立模块化设计，运用集约化方式对高压电缆线路进行在线实时监测，实现了变电站站端至用户端电缆运行故障的测寻。文中所设计的高压电缆在线双端故障定位系统实现了可快速判断故障电缆线路及故障点距离电缆线路终端的位置，缩短故障排查时间，迅速抢修复电，为变电站运维和管理工作提供了便利，提高了电网的供电可靠性。 关键词：高压电缆；线路故障；双端行波 本文介绍了变电站高压电缆线路的运行现状（以佛山220kV红星变电站220kV红双甲、乙线为例）以及HDDBF-高压电缆双端在线故障定位系统的开发和应用，为进一步优化变电站高压电缆线路故障排查及维护提供技术支持。 1变电站高压电缆的运行现状 中心城区城市化程度的不断提高和用电负荷的快速增长给城网中、高压线路电缆化带来了广阔的应用前景，也必然导致了电缆出线变电站这种新的变电站出线方式。由于电网中电缆线路比例不断上升，而传统的系统保护和运行方式设计并没有充分考虑这一变化带来的影响，这就有可能对设备的安全运行带来严重的潜在危险和实际的危害，而且电缆线路无法实时监测其运行状态也给运行人员的维护带来不便，特别是重点高压线路，比如佛山220kV红双甲、乙线是220kV红星变电站至220kV佛山双铁站的二级重要供电线路，是为佛山西站供电的直接电源，一旦电缆线路发生瞬时接地故障或者永久性接地故障，且不能够及时查处故障，将对电力系统造成威胁以及对社会造成一定影响。 2双端行波故障定位系统的功能及组成 双端行波故障定位功能：通过安装在电缆线路两个终端的故障电流互感器，采集故障行波信号。B终端采集到故障行波信号后开始计时；A终端采集故障行波信号后，通过光电转换模块，再通过光纤发送到B终端，B终端接收到A终端的TTL信号后终止计时。B终端把故障状态及故障时间差通过光纤上传到控制中心服务器，在服务器界面直接显示故障相和故障点距B终端的距离。一套监测装置（包含A、B终端）可监测一回路电缆，系统监测B终端：记录故障点距离两个终端的时间差并锁存。系统监测A终端：当故障点行波信号到达A终端，A终端立即将TTL信号通过光电转换器再通过光纤传送到B终端，作终端B计时终止信号。电缆故障预警：电缆发生短路故障时，系统可以立即判断出发生故障电缆的线路名称及相线。由以下四部分组成：（1）服务器及智能管理平台； （2）现场数据采集装置：A终端、B终端； （3）数据传输网络：光纤； （4）光电转换模块（备注：多套装置组成一个系统时，系统采用环网通信方式，如：B1A1…AnBn…B1光电转换模块服务器。B1…Bn为n个B终端，A1…An为n个A终端）。 3双端行波故障定位系统的工作原理 双端行波故障定位系统的工作原理框图如图1，B终端和A终端同时监测A、B、C三相，图中只画一个CT示意。电缆两端分别安装采集A、B终端，当电缆中间任意一点发生故障，故障行波朝两端传播，当故障行波到达B终端时，B终端触发计时开始；故障行 波到达A终端后，A终端检测到故障行波并发送电脉冲信号通过光纤传送到B终端，B终端接收到此脉冲信号时计时结束。通过时间差计算故障点与两终端的距离，从而实现故障点的在线定位。 故障距离计算公式如下： 上式中： 为系统计时时间差值，单位为μs； 为电缆总长，单位为m； 为A终端脉冲到达B终端后硬件增加的延时，单位为μs； 为故障点距离B终端距离，单位为m； 为故障行波在所述高压电力电缆中的传播速度，通常为172m/μs。
智能配电网故障快速定位方法
智能配电网故障快速定位方法 摘要：智能配电网具有智能化特征，配网出现故障以后要对故障进行快速定位，对此需要研究科学的故障定位方法，提高故障定位的精准度，在此基础上来采用 技术措施来恢复故障，从而维护并确保智能电网的运行质量，减少因为故障问题 所带来的不良影响。 关键词：智能配电网；故障定位；恢复 一、智能配电网的优势 智能配电网具有如下几方面的优势： 1.1安全性更高。在安全性方面，智能配电网进行了更进一步的升级，能够在电网遭受 破坏，避免出现大面积的停电现象，也可以做好外部破坏的有效控制，确保供电的安全性。 1.2可视化管理。智能配电网的设各可以保证整个系统的运行数据、电能质量扰动、停 电数据的实时采集，使得工作人员能够全而掌握运行状态，在有问题出现时，迅速地进行管 理与决策。其可视化管理方便了整个系统的操作，问题的检测与处理。 1.3管理信息化。管理信息化主要指的是配电与用电之间的管理信息化，智能配电网系 统可以将实时的运行同离线数据管理相互融合集成，这样才能实现真正的管理信息化。 二、智能配电网故障诊断系统的实现 2.1系统整体设计 通过对粗糙集以及人工神经网络的研究，然后将其改进，就能够促进其相互之间的融合，应用到智能配电网故障的诊断这一操作之中。利用好ＶｉｓｕａｌＣ＋＋与Ｍａｔ－ｌａｂ，就能够构成诊断系统，之后通过相对应的改进，可以对其正确性和有效性进行系统之内的验证。具体的整体简化设计图如图１所示，其具体的界面由配电网络简化模型图、输入以及输 入界面这三个核心的部分组成。在故障信息的处理与诊断之中，首先需要建立样本———历 史配电网故障数据，然后利用约简属性，将数据得出，之后再输入训练神经网络，之后，再 输入新故障数据，做出判断，最终送至诊断界面。 图2 配电网故障诊断算法流程 2.4Ｍａｔｌａｂ与ＶｉｓｕａｌＣ＋＋接口实现利用Ｍａｔｌａｂ本身的科学计算和可 视化双重功能，可以得到多个扩展工具箱以及可扩展环境的支持，这样就可以让Ｍａｔｌａ ｂ成为计算机辅助的设计与分析方法。Ｍａｔｌａｂ本身可以拥有一个神经性的网络工具性，可以简化编程，这样也可以让自身的神经网络设计实现其利用价值。通过ＭａｔｌａｂＣ＋ ＋数据库，调用Ｍａｔ－ｌａｂ函数。粗糙集－人工神经网络的故障诊断主要包含了几个界面：故障信息界面；配电网网络简化图和故障诊断输出界面；故障信息输入界面。 三、智能配电网故障的定位步骤与方法 3.1定位步骤
10kV配电网故障定位系统研究与应用
10kV 配电网故障定位系统研究与应用 摘要：在整个电力系统中，配电网处于最末端的位置，运行过程中的故障直接影响着供电的安全性、可靠性及电能质量，与电力用户用电关系密切，所以研究配电网故障点的迅速查找与隔离有着巨大的现实意义。本文针对10kV 配电网接地短路故障设计了一种新型的配电网故障定位系统，简述了该系统的设计理念与实现，以及故障自动定位过程。运行实践证明，这一系统在10kV 配电网发生故障后，能够快速的帮助检修人员准确的找到故障点。 关键词：10kV 配电网；故障点；查找与隔离；故障定位系统 中图分类号：TM76 文献标识码：A 随着经济社会的发展，电能的使用越来越多，对供电的安全可靠和电能质量提出了更高的要求。配电网是电力系统构成的最后一部分，由铁搭、变压器、配线路、无功补偿电容等设备组成，与电力用户直接相连，其中任何一个设备、一条线路发生故障，都会导致与其相连的电力用户停电，带来了负面影响是无法估量的。特别是配电线路一般较长，南方地区夏季雨水较多，配电网易受雷雨天气影响而发生故障，针对南方电网的这种特点，如何建立一个适合的配电网故障定位系统，实现对故障点的迅速查找与隔离，减少停电面积，仍是南方供电企业要考虑的重点问题。研究10kV 配电网故障定位系统，不仅利
用供电企业实施故障检测，也利于实现配电网络自动化，对智能电网建设的影响重大。 一、10kV 配电网线路特点 作为配电网的一种型式，10kV 配电网线路有着自身独特的特点，决定着该配电网故障定位系统的设计思路与实现。第一，10kV 配电网线路分支较多，且分支又能产生子分支，往往有数十代之多，信号随着一代代分支的出现而不断衰减，加大了故障检测难度；第二，10kV配电网的杆塔多是石灰杆，若发生接地故障，电阻数值会加大到几千欧，有时甚至达到几十千欧，但是故障信号却较弱，不容易检测到；第三，通常配电线路越长，线路的对地电容越大，而对地电容对注入交流信号具有分流作用。10kV配电网线路一般都较长，这样一来，对注入交流信号的分流作用也会变大，故障信号将会越来越弱，为故障点定位带来了难度。 二、10kV配电网故障定位系统设计思路与实现 （一）设计思路 实用的10kV配电网故障定位系统要求在满足故障定位检测的基础上，使用更方便，基于这样的要求及10kV配电 网线路特点，提出建立一种无源的实用型故障定位系统，主要利用中心主站系统、故障信息采集系统和故障指示器来查找故障点。故障指示器在配电网中，主要负责指示故障电流通路，可根据故障检测的种类显示不同的报警形式，便于检修人员第一时间确定故障类型。中心主站系统、故障信息采集系统，能够对配电网线线路故障
10kV配网故障定位系统的研究与应用
10kV配网故障定位系统的研究与应用 发表时间：2018-04-16T15:53:00.047Z 来源：《电力设备》2017年第32期作者：戴云锋周峰号孙龙[导读] 摘要：余姚供电网以10kV配网为主，许多线路通往山区，一旦发生故障需要花费很长的时间查找故障点。 （国网浙江余姚市供电有限公司浙江余姚 315400）摘要：余姚供电网以10kV配网为主，许多线路通往山区，一旦发生故障需要花费很长的时间查找故障点。本文从余姚配网的现状出发，阐述了故障定位系统在余姚配网中应用的必然性和可行性，阐述了故障定位系统的检测技术、系统构成等。通过故障定位系统能够准确定位故障区段，从而提高各种复杂情况中配网故障定位的准确性，确保配网供电的可靠性。 关键词：故障定位系统；配网线路；故障类型；可靠性 一、引言 余姚电网主要由城乡线路与山区线路组成，目前拥有10kV配网线路652条，随着用电负荷的增加，线路供电半径也在逐步扩大，一旦发生线路故障，查找故障点非常困难，少则两、三个小时，多则数小时，不仅影响电网供电的可靠性，还造成经济效益和社会效益的损失。 目前配网线路运行人员配备不足，设备管理无法满足日益增长的配网运行需求，因此在配网运行管理上需要利用新技术来解决以上矛盾，利用先进科技手段帮助运行、检修人员迅速赶赴现场，排除故障，恢复正常供电，提高供电可靠性。配网故障定位系统的应用将切实解决以上问题。 二、配网线路常见的故障分析 配网线路面向用户终端，线路通道远比输电网复杂，跨越各类线路、道路，极易引发线路故障[l]。同时，配网线路的供电范围广，导线跨越地区地形空旷，附近少有高大建筑物，所以在每年的雷雨季节中极易遭遇雷击。另一方面，随着城市建设的不断发展，城市绿化已经进入高速发展期，在带来宜人环境的同时，也对配电线路造成一定的影响，树木碰触裸导线造成事故的现象时有发生，情形不容忽视。 现存配网线路中，仍然存在着部分用户产权的电力设施，这类设施普遍存在无人管理、配电房防护措施不完善、电缆沟坍塌积水等问题。由于技术发展的需要，这些老旧型号设备难以满足现行配网运行的需要，同时，老旧设备内部绝缘、瓷瓶老化严重，经高温或风吹雨淋后极易发生故障[2]。 三、配网故障定位及负荷监测技术方案 10kV配网故障定位及负荷监测系统以二遥故障指示器为基础，应用无线通信技术，实现故障点的快速定位和线路负荷波动的实时监测，是一种经济实用型馈线自动化技术[3]。 该系统的建设旨在实现故障的快速定位，减少故障巡查和故障处理时间。通过二遥故障指示器，二遥数据转发站，可变负荷柜及主站系统的建设，具备易实施，免维护，良好的可扩展性和兼容性等特点。该系统适用于10kV配网系统，尤其是一些不带开关、或原为手动开关不准备（或暂不适合）改造为电动开关的架空线分支处、环网柜、开闭所、配电房等电缆设备进出线，系统可以满足资金投入有限的系统，实现对电缆线路及架空线路故障点的自动定位及开关状态监控。 （一）基于负荷电流自适应智能突变法短路检测技术二遥故障指示器短路动作判据采用负荷电流自适应智能突变法，原理是根据配电线路故障时，线路电流从运行电流突增到故障电流，线路停电时电流下降为零的特性。显然它只与故障时短路电流突变量有关、而与正常工作时线路电流的大小没有直接关系，是一种能适应负荷电流变化的故障检测系统。 （二）基于可变负荷法的小电流单相接地故障检测技术目前配网采用的是中性点不直接接地系统，这类系统发生单相接地故障时，因故障电流较小，故障特征复杂，因而故障点的查找非常困难[5]。 可变负荷法检测单相接地故障的原理就是按照小电流接地系统单相接地故障的特点，通过检测故障线路上瞬时产生的特征负荷电流突变信号来实现故障选线和故障点定位的。首先判断出故障相，然后对故障相瞬时接入阻性负载，按照设定时序改变线路负荷电流变化，安装在线路上的故障检测装置检测流过本线路负荷变化特征信号，若满足设定的变化规律则故障检测装置给出报警，从而指示出故障位置。 可变负荷柜在永久性接地故障发生时，在变电站短时投入阻性接地负载，在变电站和现场接地点之间产生负荷变化特征电流信号（频率为50Hz），不但可以产生可供检测的信号电流，而且有利于消除谐振过电压。 四、系统构成 在通信传输方面，二遥故障指示器采用433M无线通信实现与二遥数据转发站接通，实现数据实时上传，转发站采用GPRS公网通信方案与配网自动化主站系统实现互联互通。在系统建设方面，配网故障定位系统由主站层、通信层和终端层三个部分组成，终端层作为系统最底层，提供线路运行状态数据，是整个系统的重要组成部分，通信层实时传输数据，主站层负责信息处置与决策。 五、故障指示系统带来的效益 余姚市供电有限公司在配网故障定位系统上线后取得了很好的经济效益与社会效益。故障停电时间从原先发生故障时传统方法排除故障所需的三小时以上缩短到至今的一小时左右。 以某条10kV线路为例，这条线路公变负荷为10400kVA、专变负荷4585KVA。事故停电损失32520kWh为例。在每年的台风雷雨季节，以每年接地次数6次计算，按照发现故障点最短的时间3小时计算，每年电量损失在（10400+4585）*3*6/1000=26.973万千瓦时左右。 通过配网故障定位系统把故障排除时间节约到半个小时到一个小时左右，这样每条配电线路发生故障时电量损失在（10400+4585）*1*6/1000=8.991万千瓦时左右，减少损失电能损失17.982万千瓦时。 六、结束语 余姚电网自配网故障定位系统上线后，极大的减少了工作人员查找故障的时间。一旦线路发生短路或接地故障，巡线人员可借助指示器上的红色报警显示迅速确定故障点所在的分支区段及故障点。及时发现并排除线路故障，极大的缩短故障停电时间，提高电网供电能力。