传输设备误码分析处理（精选10篇）
传输设备误码分析处理 篇1
一般来说, 有高阶误码则会有低阶误码。有B1误码, 一般就会有B2、B3和V5误码;反之, 有低阶误码则不一定有高阶误码。有V5误码, 则不一定会有B3、B2和B1误码。由于高阶误码会导致低阶误码, 因此我们在处理误码问题时, 应按照先高阶后低阶的顺序来进行处理。同时线路误码在线路板终结, 一般限于两块光板之间, 不会穿通到本站的其他线路板 (请注意, HPBBE有所不同, 当通道为穿通模式时, HPBBE会随着业务向下游站光板传递) 。但支路误码跟着业务走, 这是因为线路板和支路板对开销的处理特点决定的。
1 误码知识
光同步传输设备中按分段分层的原理对误码进行检测。具体有B1再生段误码、B2复用段误码、B3高阶通道误码、V5低阶通道误码。它们之间的关系可以用图1表示。
误码上报信息, 光同步传输系统本端检测到误码时, 除本端上报误码性能或告警事件外, 本端还将误码检测情况通过开销字节通知对端。根据本端和对端上报的这些性能和告警事件, 可以定位是哪一段通道或哪一个方向出现误码。表1给出了与误码相关的性能和告警事件列表。
2 误码定位分析
2.1 产生误码的常见原因
2.1.1 外部原因
光纤性能劣化、损耗过高。光纤接头不清洁或连接不正确。设备接地不好。设备附近有强烈干扰源。环境温度过高, 导致设备散热不良。传输距离过短、未加衰减器, 导致接收光功率过载。
2.1.2 设备原因
线路板接收侧信号衰减过大、对端发送电路故障、本端接收电路故障。时钟同步性能不好。交叉板与线路板、支路板配合不好。支路板故障。风扇故障, 导致设备散热不良。
2.2 定位分析
以一个单向业务组网模型来分析出现误码的几种情况。注:为了便于阐述, 这里都简化为单向有误码, 而反方向没有误码, 并且只是某一站点出现某一类型的误码的理想情况, 当然实际中要比这复杂得多。组网模型如图2所示
2.2.1 C或D站出现再生段误码
每个站点都对B1字节处理, 考虑出现误码站点和上游站点两RST之间 (接口板、光纤通路) 。常用的有以下几种定位方法:
采用测量法测量光功率, 直接有效地发现线路是否正常。首先测试对端发送光功率是否合乎设备指标, 再测试本端接收光功率, 如果接收光功率过小, 可以逐段测试找出故障点, 如果接收光功率过大, 导致光模块饱和, 此时要适当地加衰减。
用光口环回法进一步测试是否本端光板有问题, 但要注意将光板自环时需要加衰减, 以防止光功率过强损坏光模块。
采用收发尾纤替换法将本端和对端的收发尾纤同时对调, 看误码是否跟着尾纤走, 这样可以快速判断光缆线路的好坏。与环回法结合快速定位故障位置。
2.2.2 D或E站出现复用段误码
对于D站误码来说, 由于C站是REG站点, 它不对B2字节进行处理, 所以很有可能是B站MST出来的信号带过来的, 也可能是D站RST与MST之间有故障。可以采用光纤自环定位是否D站、B站光接口板有问题。对于E站误码来说, 由于D站是ADM站点, 它对B2字节进行处理, 所以很有可能是D站MST出来的信号带过来的, 也可能是E站RST与MST之间有故障。建议用光纤自环的方法定位是否D、E站相连的光接口板有问题。
2.2.3 E站出现高阶通道误码
这时要分两种情况进行讨论。如果D站对相应业务做VC4穿通, 则说明它没有对B3字节做过处理, 也就是说没有终结过通道开销。则问题可能出在B站 (B站对之做过终结) 。也可能是E站MST与HPT之间。如果D站对相应业务VC4开销做过终结, 则问题可能是D站HPT与MST之间或E站MST与HPT之间。
2.2.4 E站出现低阶通道误码
低阶信号复用传输过程经过PPI-LPA-LPT-HPA-交叉板-HPT-MSA-MST-RST, 所经路由都可能引入误码, 所以误码产生也最为复杂和广泛。如果有高阶误码, 我们先处理高阶误码;如果没有高阶误码, 我们可以把范围缩小到"PPI-LPA-LPT-HPA-交叉板"这个部分来分析。分析的关键是要找到处理过此低阶通道的最近站点, 然后可以采用软件环回的办法判断问题出在本端或者对端。最常用的办法还是逐段环回法, 这样可以把问题定位到某一段。如果能定位到设备, 可以采取更换单板的方式来处理。
3 典型案例分析总结
误码问题的一般处理步骤
首先需分析误码的特点:是持续的小误码、突发的大误码、还是零星小误码。对于每l5分钟性能都有Bl、B2误码的情况, 可以马上通过自环光板, 或更换对应板来光板定位问题所在;其它两种情况则可能需要较长时间才能定位。
光功率是个重要的因素, 所以对出现误码的光路需要了解这几点:光板类型、发光功率、收光功率、光纤衰减值、光缆距离、过载点、灵敏度;如果光功率有异常情况, 要进行相应调整 (主票指接近过载点或灵敏度) ;对于光功率正常, 但光缆距离过长的就要考虑色散问题。
确定误码是由光板产生的, 还是由光缆段产生的。
对于怀疑光缆问题, 则需要重点检查环境条件 (包括:机房条件、尾纤是否受压迫、光缆是否受外界影响等) 。设备到ODF这一段尾纤以及光缆出机房这一段比较脆弱, 可以检查一下是否有被压迫的地方、或者检查有没有压痕;室外光缆则需要了解是否架空或地埋, 因为两者会受不同的影响。如地埋光缆易受地面施工的影响, 而架空光缆则受天气因素干扰更大。还有一点需要注意, 线路板上的法兰盘会容易松动, 特别是在多次转动的情况下, 所以在现场不妨检查一下, 说不定它就是罪魁祸首。对于其它外界条件, 如:电源波动、接地电阻大, 也会引起误码。
3.1 误码导致信令信号中断引发业务中断
故障现象:两个155/622设备组成点对点的PP环。运营商A反映互联互通业务中断, 怀疑是传输出问题。A运营商互联互通设备均为集中网管在省公司统一监控, 本地没有网管。用户反映交换侧用误码仪测量2M信号正常, 但信令信号中断。
原因分析:怀疑是光路不正常, 误码影响信令信号导致业务中断。
故障处理:测试主用业务收光光功率为-32dbm, 查询该光板有复用段误码, 但并未越限。向交换侧设备商咨询, 得知交换侧信令对误码比较敏感, 误码门限值为e-10。判断故障原因为收光过低引起误码导致信令信号中断, 引起业务中断。联系B运营商双双清洁光口及尾纤头, 清洁后本端收光恢复到-16dbm的正常值, 误码消失, 信令信号恢复, 业务恢复。本次故障因为2M信号测试正常, 很容易被误认为是交换侧出现问题, 与传输无关。但真正的故障原因还是在传输光路出现误码。
3.2 尾纤松动导致线路误码
故障现象:某局采用SBS2500设备组成两纤双向复用段保护环, 组网图见图3, 1号网元为中心局。所有经过3号网元的业务均有误码, 且误码率都保持在1E-5左右。
原因分析:查看环上各网元的当前和历史性能事件, 发现3号网元东向R16板与ASP板有误码数据。可能原因有以下几点:
1) 3、4号网元设备过热;2) 3、4号网元之间光纤连接有问题;3) 3号网元东向R16板故障;4) 4号网元西向T16板故障。
故障处理:首先从外部着眼, 检查设备是否过热和光纤连接情况。由于4号网元与中心局的距离非常远, 且无人值守, 因此首先清洁3号网元的设备风扇, 并检查光纤连接有无松动。风扇清洁完毕、检查光纤连接正常之后问题依旧, 只好前往4号网元。在4号网元首先检查光纤连接情况, 发现其西向T16板所连尾纤头松动, 尾纤头未与光板法兰盘拧紧。申请网管后, 清洁尾纤头与光板法兰盘后拧紧尾纤固定螺帽, 再长时间观察3号网元性能事件, 结果显示无误码。再进行24小时误码测试, 所有经过3号网元的业务不再出现误码。
3.3 时钟板故障引起误码
故障现象:组网如图4所示。图中A、B、C、D、E网元均为ZXMP S320设备, A、B、C、D网元组成一个155M通道环。网元E是挂在网元B上的支链。网元B及E的ET1板有时会出现少量误码性能值。没有影响业务。
原因分析:查询B网元设备光板的性能值, 有比较大的指针调整。然后查询其ET1板性能值, 有较大的指针调整及少量的误码性能值。查询E网元现象相同。查看B网元的当前时钟状态, 为捕捉状态。改变线路抽时钟的方向, 仍为捕捉状态。通常情况下, 误码不会引起指针调整, 而大量的指针调整则会引起误码。因此先处理指针调整的问题, 指针调整则可能是由于上游站或本站光板提供的参考时钟源有问题, 也可能是本站的时钟板有问题, 而改变抽取方向后, 故障仍没有消除则说明是本站的时钟板的问题。
故障处理:维护人员到达现场后, 发现该设备时钟板RUN灯一直快闪, ALARM灯有时闪亮。说明该板不能正常工作。将其硬复位, 无变化。更换单板, 自检完成后, 误码消失。在网管上进行24小时误码测试, 无误码, 故障排除。由于时钟板故障, 无法锁定时钟, 大量的指针调整导致误码。
3.4 外时钟不稳定导致光路出现误码
故障现象:组网如图5所示。由ZXMP S380设备组成两纤单向通道环。A网元接E网元的输出时钟。在D站点挂表测试一条A站到D站155M光路业务的24小时误码发现每隔几分钟就会报一次误码, 业务没有中断。
原因分析:首先检查仪表的各项设置, 正常。从网管上查询性能发现从A站开始各站OL16板对应的高阶通道15分钟性能有较大的AU指针调整, 查询A站各板各项性能值均正常, 排除单板故障。最后将焦点集中在外时钟源上。外时钟源不稳引起较大的指针调整从而引发小误码。
故障处理:维护工程师在网管将A站时钟源改为内时钟应用后, AU指针调整消失, 误码消失。直接接入BITS设备, 测试正常。
4 结束语
误码问题在平时的维护工作中, 经常遇到。由于其告警点的不确定, 所以在处理的过程中, 必须全盘考虑, 不放过每一个可能引发误码的细节, 扎扎实实的处理才可以使问题顺利解决。
摘要：误码问题是传输设备维护中经常碰到的问题。虽然有时小误码问题并不会对传送业务造成明显影响, 如语音等业务, 但当出现误码时, 说明传输系统中局部已经出现性能劣化, 需要尽快处理, 否则有可能发展成为业务中断等重大事故。本文将结合平时维护中遇到的问题, 对误码作一简单的分析, 以期可以抛砖引玉, 共同提高。
关键词：误码,B1,B2,B3,V5
传输设备误码分析处理 篇2
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日期： 年 月 日
电力技术实用资料（鉴赏2015）
运行维护技术培训教材——电厂设备常见故障分析与处理
目 录
一、电厂设备汽机专业常见故障分析与处理
1、汽前泵非驱动端轴承温度高„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„10
2、汽前泵非驱动端轴承烧毁„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„10
3、开式水泵盘根甩水大„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„10
4、IS离心泵振动大、噪音大„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„11
5、单级离心泵不打水或压力低„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„12
6、电前泵非驱动端轴瓦漏油严重„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„12
7、采暖凝结水泵轴承烧毁„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„13
8、磷酸盐加药泵不打药„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„13
9、胶球系统收球率低„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„13
10、胶球泵轴封漏水„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„14
11、氢冷升压泵机械密封泄漏„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„14
12、开式水泵盘根发热„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„15
13、开式水泵轴承发热„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„15
14、采暖补水装置打不出水„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„16
15、低压旁路阀油压低„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„16
16、小机滤油机跑油漏到热源管道上引起管道着火„„„„„„„„„„„„„„„„„„16
17、发电机密封油真空泵温度高„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„17
18、循环水泵出口逆止门液压油站漏油„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„17
19、循环水泵出口逆止门液压油站油泵不打油„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„18 20、主油箱润滑冷油器内部铜管泄漏„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„18
21、顶轴油油压力低„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„19
22、主油箱MAB206离心式油净化装置投不上 „„„„„„„„„„„„„„„„„„„19
23、汽泵、汽前泵滤网堵塞造成给水流量小„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„20
24、冷段供高辅联箱和四段抽气供小机节流孔板泄漏„„„„„„„„„„„„„„„„„20
25、汽泵入口法兰泄漏„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„21
26、高加正常疏水和事故疏水手动门法兰泄漏„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„21
27、采暖补水装置不进水„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„21
电力技术实用资料（鉴赏2015）
运行维护技术培训教材——电厂设备常见故障分析与处理
14、烟风道系统常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„41
15、离子燃烧器常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„42
16、直流燃烧器与旋流燃烧器常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„42
17、点火枪常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„44
18、送风机及油站常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„44
19、离心式一次风机及油站常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„45 20、引风机及油站常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„46
21、密封风机常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„47
22、磨煤机及油站常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„47
23、给煤机常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„49
24、除灰空压机常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„50
25、冷干机常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„50
26、仪用空压机常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„51
27、空气预热器气动马达运行声音异常故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„52
28、干燥器常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„52
29、负压吸尘器常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„53 30、火检风机常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„53
31、等离子水泵常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„54
32、电动挡板门常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„54
33、气动插板隔绝门常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„55
34、电除尘常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„55
35、除灰MD、AV泵常见故障 „„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„56
36、一、二电场除灰系统输灰不畅发生堵灰常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„57
37、三、四、五电场除灰系统输灰不畅发生堵灰常见故障„„„„„„„„„„„„„„58
38、灰库顶切换阀常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„58
39、灰库给料机常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„59 40、灰库搅拌机常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„59
41、细灰库落料伸缩节常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„60
42、灰库气化风机常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„60
43、立式排污水泵常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„61
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23、盘式除铁器故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„76
24、#8皮带犁煤器故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„77
25、排污泵故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„77
26、皮带伸缩装置故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„78
27、多管冲击式除尘器故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„78
28、斗轮机行走变频器故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„79
29、斗轮机回转变频器故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„80 30、6kV开关进退困难„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„80 31、6kV开关不能正常合闸与分闸„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„81
32、引风机油站故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„81
33、变压器油温表故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„81
34、主封母线微正压装置频繁动作„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„82
35、变压器假油位„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„82
36、变压器渗漏油„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„83
37、变压器油色谱分析异常„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„83 38、220kV升压站SF6断路器频繁打压„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„84
39、电源接通后，电动机不转，然后熔丝绕断„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„84 40、通电后电动机不转动，有嗡嗡声„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„85
41、电动机过热或冒烟„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„86
42、电动机轴承过热„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„86
43、电动机有不正常的振动和响声„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„87
44、电动机外壳带电„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„87
45、电动机运行时有异常噪声„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„88
四、电厂设备热工专业常见故障分析与处理
1、取样表管堵„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„89
2、温度测点波动„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„89
3、温度测点坏点„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„90
4、吹灰器行程开关不动作或超限位„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„90
5、低加液位开关误动作„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„91
6、石子煤闸板门不动作„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„91
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运行维护技术培训教材——电厂设备常见故障分析与处理
5、托辊不转、声音异常„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„104
6、清扫器清扫不干净„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„104
7、清扫器声音异常„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„105
8、减速机轴承有不规则或连续声音„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„105
9、减速机齿轮有不规则或连续声音„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„105
10、减速机振动„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„105
11、减速机温度高„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„106
12、减速机输入或输出轴不转„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„106
13、减速箱漏油„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„107
14、滚筒轴承有异音、发热„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„107
15、滚筒胶面严重磨损或掉落，造成皮带打滑或跑偏„„„„„„„„„„„„„„„„„107
16、制动器制动架闸瓦不能完全打开„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„108
17、制动器制动时间过长„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„108
18、制动器闸瓦温升高，磨损快，制动轮温升高„„„„„„„„„„„„„„„„„„„108
19、制动器闸瓦磨损快„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„109 20、液力偶合器油温升高„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„109
21、液力偶合器运行时易熔塞喷油„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„109
22、液力偶合器运行时漏油„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„110
23、液力偶合器停车时漏油„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„110
24、液力偶合器启动、停车时有冲击声„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„110
25、液力偶合器噪声大„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„110
26、柱销联轴器声音异常„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„111
27、柱销联轴器驱动失效„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„111
28、落煤筒漏粉„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„111
29、落煤筒堵煤„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„111 30、多管冲击式除尘器压差不正常„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„112
31、多管冲击式除尘器风机振动大„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„112
32、多管冲击式除尘器水箱补不满水„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„113
33、多管冲击式除尘器风机启动时联轴器有异音„„„„„„„„„„„„„„„„„„„113
34、叶轮给煤机挑杆与挡煤板卡死„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„113
电力技术实用资料（鉴赏2015）
运行维护技术培训教材——电厂设备常见故障分析与处理
65、多吸头排污泵渗油„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„123 66、供油泵不吸油，压力表与真空表剧烈跳动„„„„„„„„„„„„„„„„„„„123 67、供油泵油泵不吸油，真空度高„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„124 68、供油泵压力计有压力，但油泵仍不上油„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„124 69、供油泵流量低于设计要求„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„124 70、供油泵消耗功率过大„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„125 71、供油泵内部声音反常，油泵不上油„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„125 72、供油泵振动„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„125 73、供油泵轴承过热„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„126 74、斗轮机液压系统油泵噪音大„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„126 75、斗轮机液压系统工作压力不稳定„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„127 76、斗轮机液压系统油压不足，油量不足，液压缸动作迟缓„„„„„„„„„„„„„127 77、斗轮机臂架升降不均匀，有抖动现象„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„127 78、斗轮机液压系统油路漏油„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„128 79、斗轮机轴承声音异常„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„128 80、斗轮机斗轮驱动失效„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„128 81、斗轮机行走机构减速机启动不了„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„128 82、犁式卸料器犁不干净„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„129 83、犁煤器犯卡„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„129 84、犁煤器轴断„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„129
电力技术实用资料（鉴赏2015）
运行维护技术培训教材——电厂设备常见故障分析与处理
故障现象：开水泵在运行过程中盘根甩水大，造成轴承室内进水轴承损坏。原因分析：
1）、盘根压兰螺丝松，2）、盘根在安装时压偏未安装到位，盘根安装时未挫开90°，接口在一条直线上。3）、盘根材质太硬将轴套磨损。处理方法：
1）、将盘根压兰螺丝进行均匀紧固，但不能紧固太紧，造成盘根与轴抱死发热。2）、安装盘根时对称均匀地将盘根压入盘根室内，接口必须错开90°以上
3）、将盘根更换为柔韧性发软的盘根（浸油盘根或高水基盘根），有条件的话将盘根改造为注胶盘根。
检修后效果：使用注胶盘根，盘根甩水在每分钟10~20滴，减小泵体的维护检修工作量。防范措施：
1）、盘根应选用耐磨柔韧性比较好的盘根。2）、安装盘根时应正确安装。
4、IS离心泵振动大、噪音大
故障现象：泵体振动大，并且泵体有异音 原因分析：
1）、泵轴与电机轴不同心。2）、泵轴弯曲。
3）、泵体各部件动静摩擦。4）、轴承间隙过大或损坏。
5）、泵转子不平衡。
6）、地脚不牢。
7）、对轮连接梅花垫损坏。
处理方法：
1)、将泵与电机重新找正。2)、将泵轴校正或更换新轴。3)、检查、调整泵内动静间隙。4）、更换或修复轴承。5)、泵转子找动平衡。
1电力技术实用资料（鉴赏2015）
运行维护技术培训教材——电厂设备常见故障分析与处理
处理后的效果：油档处无漏油，回油正常。防范措施：
1)、加强巡视，发现油位低，及时检查油档处是否漏油。
2)、加强点检及时检查供油压力是否超出设计压力并加强电泵的滤油工作。3)、提高检修质量。
7、采暖凝结水泵轴承烧毁
故障现象：采暖凝结水泵检修后试运时轴承烧毁
原因分析：检修人员责任心不强在泵体检修后轴承室未加油造成轴承烧毁
防范措施：加强检修检修人员的责任心，加强检修三级验收过程。在设备试运前应全面检查轴承室油位和所有紧固螺栓是否紧好。
8、磷酸盐加药泵不打药
故障分析：磷酸盐加药泵启泵后运转正常，泵体无异音，盘根压兰无泄漏，出口压力为零。原因分析：
1)、泵出口泄压阀未关闭 3)、泵出口安全阀泄漏
2)、泵体体出入口单向阀钢球上和单向阀阀座上有杂物或钢球变形。3)泵体单向阀接合面垫片损坏。处理方法：
1)、将泵出口泄压阀关闭。
2)、检查安全阀阀座和阀芯是否有麻坑和其它缺陷，如有则进行研磨，或更换安全阀。3)、检查单向阀钢球上是否有污垢变形、阀座上有杂质裂纹等，仔细清理钢球和阀座接合面并更换接合面垫片。
防范措施：定期对加药泵入口滤网检修检查清理，发现滤网破损，应及时更换。
9、胶球系统收球率低处理
故障现象：胶球系统投运后收球率不到10%。原因分析：
1)、收球网未关到位。
2)、收球网有缺陷，胶球无法回到收球室。3)、胶球泵出入口门打不开。处理方法：
3电力技术实用资料（鉴赏2015）
运行维护技术培训教材——电厂设备常见故障分析与处理
4)、解体检查，测量轴，或校正或更换。5)、解体检查硬更换两端的轴承。6)、更换机械密封密封圈。7)、更换机械密封弹簧。防范措施：
1)、设备检修时应精心检修。2)、认真检查设备，做好事故预想。
12、开式水泵盘根发热
故障现象：开式水水泵盘根运行过程中盘根发热。原因分析： 1)、填料压的过紧。
2)、盘根密封冷却水水量不足。3)、盘根安装不当或材料规格不当。处理方法：
1)、填料不应压的过紧。2)、增大密封冷却水水量。
3)、选用合适的盘根，并进行正确安装。防范措施：
1)、按要求安装盘根。
2)、利用大小修对冷却水管道进行检查。3)、及时维护合发现问题。
13、开式水泵轴承发热 故障现象：泵轴承过热 原因分析：
1)、轴承室内油位过低。2)、轴承间隙不对。3)、泵与电动机中心不好 处理方法：
1)、注油至正常油位。2)、调整轴承间隙。
5电力技术实用资料（鉴赏2015）
运行维护技术培训教材——电厂设备常见故障分析与处理
2)、滤油机下方没有放置油盘。
3)、滤油机下方热源管道未保温在点检时未发现。防范措施：
1)、加强培训力度，提高员工工作责任心。
2)、滤油前应先检查接口是否绑扎牢固，无问题后在再开滤油机。3)、滤油机下方应放置油盘
4)、应将绑扎的滤油胶管改为带专用接头的滤油管。
5)、加强点检力度，认真检查滤油机下方热源管道保温是否完善。并做好隔离措施。
17、发电机密封油真空泵温度高
故障现象：发电机密封油真空泵在运行过程中泵体温度最大达到85℃。原因分析：
1)、发电机密封油真空泵出入口滤网堵塞 2)、发电机密封油真空泵出口管道堵塞 处理方法：
1)、更换发电机密封油真空泵出入口滤网
2)、检查发电机密封油真空泵出口管道。发现管道排气口在厂房房顶未保温，在出口处管道冻结，造成排气不畅。后在13.7米平台上方用锯弓将管道锯开一斜口，进行临时排气。在小修时将管道并到密封油排油风机入口管道上。处理后的结果：泵体运行正常。防范措施：
1)、在冬季应加强点检工作，发现排气口处有结冰应及时处理。2)、应及时检查密封油真空泵油位，发现油位低应立即补油。
18、循环水泵出口逆止门液压油站漏油处理
故障现象：循环水出口逆止门液压油站阀块有一螺丝死堵漏油严重，造成油箱油位下降，油泵出口压力低。
原因分析：螺丝死堵密封“O”型圈损坏。
处理方法：先用〔20槽钢焊接到阀体上将油缸回座杆档住，使阀门在油站无油压后无法关闭，然后将油泵停运，更换新的“O”型圈。防范措施：
1)、大小修应对液压油站的所有密封“O”型圈进行更换。
7电力技术实用资料（鉴赏2015）
运行维护技术培训教材——电厂设备常见故障分析与处理
防范措施：
1)、应使用耐腐蚀的氟橡胶密封件。2)、对铜管检漏时应件隔离门关严。3)、工作结束后，将所有法兰紧固均匀。
21、顶轴油油压力低
故障现象：顶轴油系统压力低。原因分析： 1)、顶轴油泵损坏。2)、顶轴油泵出力调整低。3)、油管泄漏。消除方法：
1)、更换新顶轴油泵。
2)、将顶轴油泵出口压力调到合适范围内。3)、查出油管泄漏点，进行补焊处理。防范措施： 1)、加强设备巡检
2)、检修顶轴油泵时，严格按照检修工艺处理。
22、主油箱MAB206离心式油净化装置投不上。
故障现象：主油箱MAB206离心式油净化装置投运后，转动正常。分杂分水效果差 原因分析： 1)、比重环孔径过小 2)、分离温度不对 3)、流量过大
4)、沉淀桶中聚满沉淀物 5)、碟片组间被堵塞
6)、油净化装置出入口门未打开 处理方法：
1)、更换大孔径的比重环 2)、调整分离温度 3)、降低流量
9电力技术实用资料（鉴赏2015）
运行维护技术培训教材——电厂设备常见故障分析与处理
处理后的效果：运行一年多，一直未泄漏。
防范措施：在机组小修期间，将法兰节流孔板更换为焊接节流孔板。
25、汽泵入口法兰泄漏
故障现象：汽泵入口法兰泄漏严重
原因分析：由于汽泵入口给水管道振动大，在启泵前水锤造成泵入口法兰泄漏 处理方法：先将泵入口法兰螺栓螺栓紧固，然后在泵入口给水管道上加一固定支架。处理后的效果：运行一年多，一直未泄漏。防范措施：
1)、要求运行人员在汽泵前泵前灌水时应先将泵体排空阀打开，开启前置泵入口给水阀门时应逐渐开大，不得一下全开。
2)、加强对给水管道支吊架检查，发现变形，焊口开裂应及时处理
26、高加正常疏水和事故疏水手动门法兰泄漏
故障现象：高加正常疏水和事故疏水手动门法兰漏水严重 处理方法：将高加解裂后将齿形垫片更换为金属缠绕垫片。
防范措施：将所有高加系统法兰垫片都更换为金属缠绕垫片，系统投运后，将法兰进行热紧。紧固法兰螺栓应对角均匀紧固
27、采暖补水装置不进水
故障现象：采暖系统分水联箱压力低，整个采暖系统压力低于0.4MPa，采暖补水装置闪蒸箱安全门动作，溢流管排水口返汽。
原因分析：采暖补水装置闪蒸箱为与水箱为浮球阀隔断，当闪蒸箱水水位高时将不锈钢浮球浮起阀门打开，水位下到一定高度时浮球阀关闭，如果不锈钢浮球有裂纹进水，则浮球无法浮起阀门打不开，水箱内进不了水，采暖系统就不进水，系统压力降低。
处理方法：将采暖补水装置闪蒸箱人孔打开，将不锈钢浮球取出，检查是否进水，并查出裂纹，重新补焊。防范措施：
1)、加强巡视，发现问题及时处理。
2)、在采暖系统轮修时，应全面检查浮球阀进行检查，并将浮球连接杆处进行加固补焊。
28、高加加热管泄漏
故障现象：高加水位“高”、“高－高”报警。水位计指示高 原因分析：
1电力技术实用资料（鉴赏2015）
运行维护技术培训教材——电厂设备常见故障分析与处理
1)、循环水进水温度高，进出口水温端差小 2）、凝汽器有漏空气地方，密封不好 处理方法：
1)、检查水塔淋水盘水嘴是否有脱落，并安装好。
2)、凝汽器是一个庞大的系统，因此凝汽器检漏是一项工作量非常大的工作，主要是将所有与凝汽器系统接合面（包括法兰、焊口、人孔等）处喷氦气，然后在真空泵排气口处接一测头用仪器测量，如果接合面漏氦气就进入凝汽器内通过真空泵到排气口处，仪器就能显示出来。
在找漏过程中主要按照系统一处一处找。#2机真空低的主要问题是，主汽疏水阀门内漏，将疏水扩容器底部冲刷∮50mm的孔洞。另外机组在施工时在疏水扩容器开一人孔后封闭，由于焊接质量问题，焊缝有200mm长的裂缝，造成真空低，后将孔洞和裂纹进行补焊。
处理后的效果：真空度达到设计要求。防范措施：
1)、加强对主汽疏水门进行点检工作，发现内漏大小修时进行研磨或更换。2)、大小修时疏水扩容器进行测厚检查，发现壁厚减薄则进行更换。
3)、更换与凝汽器相连的法兰垫片和管道，必须将法兰螺栓紧固牢固，管道焊口进行检验。
31、锅炉暖风器疏水至除氧器管道接管座焊口开裂
故障现象：锅炉暖风器疏水到除氧器管道投运后，管道振动大造成管道阀门法兰泄漏，除氧器接管座开裂。原因分析：
1)、锅炉暖风器疏水管道水锤现象严重，造成管道振动大。2)、锅炉暖风器疏水至除氧器接管座材质重在质量问题。处理方法：
1)、在接管座开裂后机组降负荷，将四段抽汽和辅汽供除氧器管道阀门关闭，在泄漏处临时加一套管。在小修时更换接管座。
2)、将锅炉暖风器疏水管道改为用支架加固牢固，在小修时将原碳钢管更换为不锈钢管道，并将法兰门更换为焊接门。
3)、对除氧器其它接管座做金相分析。
处理后的效果：管道振动减少，系统运行稳定。
3电力技术实用资料（鉴赏2015）
运行维护技术培训教材——电厂设备常见故障分析与处理
原因分析：冬天温度低，由于加硫酸大部分在室外，原施工时管道未加伴管，造成管道内结晶将管道堵塞。
处理方法：将加酸管道加装伴热管。
处理后的效果：系统投运后酸管道一直未出现堵塞现象。
防范措施：冬季应加强对酸管伴热管道点检，发现不热应立即查找原因，并处理。
35、发电机漏氢
故障现象：发电机漏氢量量大，一天需补氢21m3/d, 原因分析：机组正常运行补氢量应小于14 m3/d,补氢量大应是氢气系统有漏点，存在漏点的地方主要是
1)、管道、阀门法兰接合面。2)、阀门盘根压兰处。3)、管道丝扣接口处
4)、密封油排油风机排气口处 5)、氢管道排污阀未关严
处理方法：将所有的法兰、丝扣接口处先用测氢仪测量是否有漏氢，然后用肥皂水喷到法兰合接口处，观察是否有气泡产生就可确认是否漏氢。然后将法兰或接口进行紧固或用胶粘。将系统管道漏点处理完后，最后确认排油风机排气口处也泄漏。说明发电机轴瓦处漏氢只能在机组小修时将发电机轴瓦进行调整。防范措施：
1)、打开氢管道排污门后应及时关闭，并确认关闭牢固。2)、大小修应对所有的接头和法兰及盘根泄漏处进行彻底处理。
36、给水再循环手动门自密封泄漏
故障现象：给水再循环手动门自密封泄漏严重，顺门体门架法兰漏水。原因分析：
1)、阀门自密封垫为钢体密封，质量存在问题，2)、阀门选型不符
处理方法：将系统隔离，系统消压后阀门解体，将自密封取出后发现自密封钢圈已冲刷出沟道，由于无备件，将自密封回装打磨后直接与阀体焊死。待小修时更换其它型号的阀门。检修后的效果：阀门投运一直未漏，效果比较好。防范措施：
5电力技术实用资料（鉴赏2015）
运行维护技术培训教材——电厂设备常见故障分析与处理
胀口处火焰被吸进去，则说明此根管泄漏。然后用加工好的锥形铜堵将两侧不锈钢管封堵好。并将所有的焊缝进行找漏，有泄漏处则进行补焊。处理后的效果：凝结水水质达到合格水平，安全防范措施：
1)、工作时严格按照安全、技术措施执行，做好隔离通风工作。2)、工作时应有专人监护，工作人数不少于3人。3)、做好防腐层和循环水的化学监督。
39、循环水泵轴承润滑冷却水滤网堵塞
故障现象；在春天季节中循环水泵轴承润滑冷却水滤网堵塞严重，基本上2~3小时就得进行清理。
原因分析：由于春天季节中从水厂供过来的补给水里，含有大量的柳絮，柳絮体积比较大无法通过20目的循环水泵轴承润滑冷却水滤网，造成滤网堵塞，清理工作量大。处理方法：
1)、原轴承润滑冷却水滤网只有两路，在滤网堵塞后，如果清理不及时就会使循环水泵轴承冷却水断水，造成循环水泵轴承烧毁，给机组带来很大的隐患。在小修时根据实际情况又增加了两路润滑冷却水滤网，这样如果有两路润滑冷却水滤网堵塞，则立即将另为两路润滑冷却水滤网阀门打开，就不致于轴承断水。
2)、润滑冷却水滤网堵塞后，应立即将堵塞的滤网更换，然后再将拆下的滤网进行清理。处理后的效果：能保证循环水泵轴承冷却正常用水。防范措施：
1)、加强点检力度，发现滤网堵塞应立即更换滤网。2)、更换下的滤网应及时清理，并备好。40、消防水管法兰泄漏造成跳机
故障现象：发电机励磁变压器旁消防水管道法兰泄漏造成，励磁变压器进水，发电机保护跳机。
原因分析：发电机励磁变压器旁设置有6KV配电室特殊消防水雨淋阀，由于法兰垫片使用胶皮垫，长期使用老化，造成泄漏跑水。
处理方法：将法兰垫片更换为金属缠绕垫片，并将发电机励磁变压器旁的所有消防水法兰作带压堵漏预防性卡具。防范措施：
7电力技术实用资料（鉴赏2015）
运行维护技术培训教材——电厂设备常见故障分析与处理
1)、使用质量过关的垫片。2)、清理结合面，使其平整、光滑。3)、螺栓对角紧时，紧力要合适。防范措施：
检修阀门时，应严格执行工艺标准。
9电力技术实用资料（鉴赏2015）
运行维护技术培训教材——电厂设备常见故障分析与处理
（2）电动机故障。（3）枪管烧变形或卡涩。（4）阀芯与阀座结合面损坏。
（4）吹灰器内管，提升阀密封填料损坏。（5）吹灰器入口法兰石墨金属缠绕垫失效损坏。处理方法：
（1）联系电热人员检查控制系统及膨胀电源线是否拉卡在设备上。
（2）吹灰器外枪管炉内部分烧弯曲变形迅速就地手动或用手动摇把退出，如枪管脱离滑动轴承支架应重新调整并校正枪管，如枪管变形严重应更换新的。
（3）隔绝单项系统后检修提升阀，用专用工具对提升阀进行拆卸并对阀芯与阀座进行研磨检修，如阀芯或阀座损坏严重及进行更换。
（4）隔绝单项系统后对内管密封填料进行更换，注意填料压盖螺栓适度拧紧。（5）重新更换法兰密封垫片。防范措施：
（1）严格检修工艺。
（2）加强点检，及时发现问题及时处理。
3、短吹灰器常见故障
吹灰器的是吹扫锅炉受热面集灰，保持受热面清洁的，以提高传热效果，保证锅炉热效率，防止受热面结焦的设备。故障现象：
（1）吹灰器启动失败及吹灰器不自退。（2）吹灰器内漏。
（3）吹灰器内管密封处漏汽严重，提升阀提升杆处漏水。（4）吹灰器入口蒸汽法兰漏汽。原因分析：
（1）控制部分故障。（2）电动机故障。
（3）螺旋管滑道，凸轮损坏卡涩。（4）阀芯与阀座结合面损坏。
（4）吹灰器内管，提升阀密封填料损坏。
1电力技术实用资料（鉴赏2015）
运行维护技术培训教材——电厂设备常见故障分析与处理
（4）阀门检修时，认真检查阀芯、阀座结合面损坏情况，根据检查制定检修方案。（5）阀门研磨过程中，严格按照检修文件包进行，选用合适的研磨工具。
（6）系统能隔绝重新更换相同规格的阀门，系统无法隔绝采用待压堵漏的方法进行修补。防范措施：
（1）严格检修工艺。
（2）加强点检，及时发现问题及时处理。
5、高压气动阀门常见故障 见汽机高压气动阀门常见故障。
6、暖风器管道常见故障
暖风器在冬季可以保持一、二风机入口温度为规定的环境温度（设计25℃）保护空气预热器前后温差和正常经济运行。故障现象：（1）管道振动。（2）支吊架松动。（3）法兰漏水。
（4）暖风器换热管冻，暖风器无法正常投运。原因分析：
（1）汽水两相流动。（2）支吊架拉杆螺栓松动。
（3）管道振动连接螺栓松，法兰漏水。
（4）系统操作不当，造成暖风器疏水不畅在暖风器内部冻住。处理方法：
（1）运行人员进一步调整暖风器供汽阀门开度。
（2）重新加装支吊架（滑动支架、固定支架），保证管道有一定的坡度。（3）重新拧紧拉杆连接螺栓并加装锁紧螺母点焊牢固。
（4）为了保证暖风器运行，在一次风机吸入口用劈柴和柴油点火，保证火焰全部吸入风道内部，可以烤化疏水。二次风入口由于与地面高度相距太远，需搭架子高度在6米以上用劈柴和柴油点火，保证火焰全部吸入风道内部，可以疏通冻住的疏水。防范措施：
（1）进入冬季加强点检，发现问题及时处理。
3电力技术实用资料（鉴赏2015）
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（3）管子发生泄漏。（4）管排磨损。（5）管排变形。
（6）管子发生蠕胀现象。原因分析：
（1）烟速过低。吹灰失灵。管子有泄漏。
（2）由于积灰，吹灰蒸汽温度低，尾部烟道漏风，给水品质不合格造成内壁腐蚀，外壁腐蚀。
（3）厂家焊口质量不佳，管子磨损及内外壁腐蚀，管子焊口附近应力集中，管材有缺陷造成泄漏。
（4）管排排列不均形成烟气走廊，尾部烟道后墙防磨板损坏，烟气流速过高，管夹子松动发生碰撞，吹灰不当。
（5）管排支架或活动连接块损坏或脱落，造成管排变形。
（6）运行中严重超温使管子过热，蒸汽品质有问题使管子内壁有大量的结垢，换管时管材不对。管内有异物造成管子蠕胀。
（7）各人孔门、看火孔关闭不严造成漏风，管子鳍片没有密封焊严。处理方法：
（1）适当提高烟速，检查吹灰器使其正常运行工作，杜绝受热面管子的泄漏。（2）清除积灰，加强吹灰，提高蒸汽温度，消除尾部烟道不严造成的漏风，提高汽水品质，长期停炉时应做好充氮保护。
（3）在焊接质量方面，采取有效的措施防止腐蚀和外壁磨损，消除管子的附加应力，换新管子时应进行光谱分析，保证不错用管子并不准使用有缺陷的材料。换管时确保无异物落入管子中，新管必须通球，保证吹灰蒸汽温度，加强吹灰管疏水。
（4）校正管排，消除烟气走廊，修复防磨护板，调整烟气流速，减少对迎风面管子的冲刷，调整、修理管夹自装置，使其牢固。
（5）检查恢复已损坏的支架和固定连接板，恢复开焊或脱落的活动连接块，按时吹灰。（6）保证各人孔门关闭严密，所有管子鳍片都应密封焊。（7）利用临修、小修对受热面进行全面检查。（8）提高检修人员检修素质，严格检修工艺。
9、水冷壁管排泄漏常见故障
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（3）保证焊接质量，采取有效措施防止腐蚀和外壁磨损，消除管子的附加应力，换新管应做光谱分析，保证不用错管子，并不准使用有缺陷的材料。换管时确保无异物落入管子中，新管子必须通球，防止炉膛上部结焦，保证吹灰蒸汽温度，加强吹灰管的疏水。（4）校正管排，消除烟气走廊修复修防磨护板，调整烟气流速，减少对迎风面管子的冲刷，调整、修理管夹自装置，使其牢固，适当吹灰。校正弯曲的管子，消除管子与管子之间的碰装和摩擦。
（5）按设计要求合理配煤。适当调整喷燃器摆动角度。加强炉膛吹灰，经常检查使炉膛各门孔关闭严密。修后炉膛出口受热面管排平整。
（6）检查恢复已损坏的支架和固定连接板，恢复开焊或脱落的活动连接块，按时吹灰，防止管排结焦，校正已变形的管排。
（7）严格运行操作，不使蒸汽超温，严格控制汽水品质，换新管时严把质量关，保证不错用管材，换管时防止异物落入管中，所换管子必须进行通球。
（8）保证各门孔关闭严密，内护板按设计要求安装焊接。所有管子鳍片都应有密封焊接。及时焊补各膨胀节，确保严密。防范措施：
（1）利用大小修按照防磨、防爆计划对受热面进行全面、仔细的检查。（2）提高检修人员检修素质，严格检修工艺。（3）制定应急预案，发现问题及时解决。
10、省煤器管排泄漏常见故障
省煤器是利用排烟余热加热给水，降低排烟温度，节省燃料。经过省煤器的给水提高了温度，降低了给水与汽包的温差，可以减少汽包的热应力，改善汽包的工作条件。故障现象：（1）管排积灰。
（2）管子内壁结垢、外壁腐蚀。（3）管子泄漏。（4）管排变形。
（5）管子发生蠕胀现象。（6）漏风。
（7）防磨罩损坏或脱落。（8）管子磨损。
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运行维护技术培训教材——电厂设备常见故障分析与处理
（1）利用临修、小修对受热面进行仔细检查。（2）严格检修工艺。
11、云母水位计常见故障
云母水位计是运行人员监护汽包水位的重要测量装置，通过观察水位可以有效的帮助运行人员进行操作，保证机组安全经济的运行，防止发生汽包烧干锅或汽包满水事故的发生。故障现象：（1）云母片泄漏。（2）云母片不清晰。原因分析：
（1）汽包水位计超期运行，造成云母片老化或表体变形，形成泄漏。（2）汽包水位计在运行中多次冲洗，使云母片减薄，形成泄漏。
（3）汽包水位计长期运行，汽包内水质差，水位计云母板内有结垢现象，使光线无法透过。
（4）紧固水位计云母板时，紧力过大或不均匀使石墨垫片呲开，造成光线无法透过。处理方法：
（1）如运行中处理，隔绝系统并拆下外罩充分冷却24小时，降低水位计螺栓与螺母热应力。
（2）汽包水位计应定期检修，在机组临修、小修中应及时更换云母片，避免应超期运行，造成老化。
（3）认真检查表体，发现云母板紧固螺栓和螺母有蠕胀超标或损坏现象时，应及时更换。发现表体有严重变形或沟道应更换水位计。
（4）汽包水位计更换云母板时，应选用透光率好的云母板，避免使用茶色的云母板。（5）紧固水位计云母板压盖螺栓时，用力要适中，各个螺栓的紧力要一致。（6）定期调整水位计后彩色玻璃为合适位置。防范措施：
（1）加强云母水位计检修工艺的培训，提高职工的检修水平。（2）加强点检，出现问题及时处理。
12、中央空调系统常见故障
中央空调系统在电厂运行中启到重要的作用，在夏季和冬季保证控制室电气设备正常
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运行维护技术培训教材——电厂设备常见故障分析与处理
（4）弹簧支吊螺杆没有调整。处理方法：
（1）弹簧加载螺栓松，需要重新调整。
（2）重新调整弹簧加载螺栓，保持压盖保持水平并上下动作灵活。（3）重新制作弹簧标记块并安装好。
（4）重新调整弹簧支吊架，保持螺杆长度合适。防范措施：
（1）加强点检，出现问题及时处理。
（2）利用临修、小修对弹簧支吊架重新进行调整。（3）提高员工检修工艺培训，严格检修工艺。
14、烟风道系统常见故障
烟风道系统由送、引、一次风及风道、烟道、烟囱及其附件组成的通风系统。烟风系统的作用是送风机、一次风机克服送风流程（包括空气预热器、风道、挡板、支撑）的阻力，将空预器加热的空气送至炉膛及制粉系统，以满足燃烧和干燥燃料的需要。通过引风机克服烟气流程（包括受热面、电除尘、烟道支撑、挡板等）的阻力，将烟气送入烟囱，排入大气。烟风系统可以根据设计需要保持炉膛的适当的压力。故障现象：
（1）人孔门漏风、灰。
（2）风道内支撑迎风面磨损严重。（3）档板门操作卡涩。轴头漏灰。原因分析：
（1）人孔门端盖钢板强度不够。密封垫损坏。螺栓强度不够。（2）煤中含灰量大。空气、烟气流速太高。（3）挡板门与风道两侧膨胀卡涩。
（4）挡板门轴头填料盒强度不够，密封调料材料少，质量差。处理方法：
（1）更换厚钢板，用石棉绳和水玻璃重新制作垫片。更换强度高的连接螺栓。（2）适当调整空气、烟气流速。对磨损严重的支撑进行更换，对磨损轻微的做好修补。（3）利用临修、小修传动挡板，切去影响的挡板。
（4）利用临修、小修重新更换轴头端盖并填加耐高温、耐磨的填料环。
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运行维护技术培训教材——电厂设备常见故障分析与处理
流，喷口都是狭长形。
旋流燃烧器是利用其能使气流产生旋转的导向结构，使出口气流成为旋转射流，托电二期锅炉为轴向叶轮式旋流燃烧器，前后三层对冲燃烧。燃烧器有一根中心管，管中可插油枪。中心管外是一次风环通道，最外圈是二次风环形通道。这种燃烧器对锅炉负荷变化的适应性好，并能适应不同性质的燃料的燃烧要求，且其结构尺寸较小，对大容量锅炉的设计布置位置较为方便。故障现象：
（1）炉膛燃烧吊焦。
（2）燃烧器入口插板门漏粉。（3）燃烧器出口浓向分流板磨损严重。（4）燃烧器外壳有裂纹。原因分析：
（1）没有按设计煤种供应燃料，造成燃料中灰分的ST温度过低，炉膛热负荷过高，炉膛出口烟道截面太小，喷燃器调整不当，炉膛门孔关闭不严，墙式吹灰器失灵，炉膛出口受热面管排不平整，造成受热面结焦。
（2）火焰中心偏向#1角，阻塞了喷口面积，使#1角阻力增大，发生结渣。（3）插板门安装不合适。法兰连接螺栓松动。（4）一次风流速过高。（5）燃烧器材料与设计不符。处理方法：
（1）严格按照设计煤种要求合理配煤。适当调整喷燃器摆动角度。加强炉膛吹灰，经常检查使炉膛各门孔关闭严密。修后炉膛出口受热面管排平整。（2）检查#1角燃烧器角度是否与其它三个角一致。（3）运行中测量各台磨风速，调整到合适的流量。
（4）利用临修、小修传动燃烧器入口二次风各挡板门是否开度一致。
（5）利用临修、小修重新调整插板门安装位置并对法兰连接螺栓重新进行热紧。（6）利用临修、小修重新更换浓向分流板。
（5）用补焊钢板的方法对有裂纹的燃烧器外壳进行加固。防范措施：
（1）加强点检，发现问题及时分析并做响应的调整。
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（2）液压调节头油管接头损坏。（3）轴承箱内部测点有松动。（4）风机轴承箱油管有损坏。（5）消音器与暖风器安装位置不对。处理方法：
（1）利用临修，拆下轴承箱整个转子，更换轴封骨架密封。（2）紧固液压调节头油管接头。（3）联系热工紧固轴承箱内部测点螺栓。（4）更换损坏的轴承箱油管。
（5）利用小修重新更换消音器与暖风器前后位置。防范措施：
（1）加强点检，发现问题及时处理。
（2）提高职工的检修工艺培训，严格检修质量。（3）定期检查油位和油取样工作。
（4）利用临修、小修对送风机进行全面、仔细的检查。
19、离心式一次风机及油站常见故障 故障现象：
（1）一次风机周期性振动超标。（2）电机润滑油站润滑油乳化。
（3）电机润滑#1油泵启动后系统压力不足联启#2油泵。（4）一次风机入口有异音 原因分析：
（1）叶轮轴向密封环铜条损坏。入口调节挡板门开度不一致。暖风器、消音器间距小造成吸风量不足。
（2）油冷却器端盖螺栓松油水连通。
（3）#1油泵出口阀门内弹簧卡涩，动作失灵。（4）消音器与暖风器安装位置不对。处理方法：
（1）利用临修，更换新的铜密封环，联系热工重新传动入口调节门，保持两侧开度一致。（2）检查并处理两侧调节挡板们执行机构，保持一致。
5电力技术实用资料（鉴赏2015）
运行维护技术培训教材——电厂设备常见故障分析与处理
（1）加强点检，发现问题及时处理。
（2）提高职工的检修工艺培训，严格检修质量。（3）定期检查油位和油取样工作。
（4）利用临修、小修对引风机进行全面、仔细的检查。
21、密封风机常见故障 故障现象：
（1）密封风机振动超标。（2）轴承箱轴封漏油。（3）滤网报警。原因分析：
（1）风机低部支撑框架强度不够。（2）风机轴承损坏。（3）轴承箱润滑油变质。（4）轴承轴封（毛毡）失效。（5）电机、风机地脚螺栓松动。（6）滤网堵。处理方法：
（1）在风机底座钢梁上重新加固横梁。（2）重新更换新的轴承。
（3）进一步调整轴承端盖膨胀间隙，保证轴承良好运行。（4）定期更换轴承箱润滑油及轴封毛毡。（5）检查电机及风机外壳地脚螺栓。（6）清理密封风机入口滤网。防范措施：
（1）加强点检，发现问题及时处理。
（2）提高职工的检修工艺培训，严格检修质量。（3）定期检查油位和油取样工作。
（4）利用临修、小修对密封风机进行全面、仔细的检查。
22、磨煤机及油站常见故障 故障现象：
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（8）重新调整喷嘴环通流截面。重新调整磨辊加载螺栓，保持受力均匀。适当提高一次风量。
（9）定期清理或更换磨煤机密封风滤网。防范措施：
（1）利用临修、小修对磨煤机内部进行彻底的检查。（2）加强点检，出现问题及时处理。
（3）提高职工的检修工艺的培训，严格检修工艺的质量。（4）利用临修、小修对磨煤机进行全面、仔细的检查。
23、给煤机常见故障 故障现象：
（1）给煤机皮带卡涩，给煤机跳。（2）给煤机驱动马达及减速箱振动大。（3）给煤机轴承有异音（4）给煤机皮带损坏。（5）清扫链连接销磨损严重。（6）清扫电机损坏。原因分析：
（1）原煤斗有大块煤、木头、耐磨陶瓷砖卡涩给煤机。（2）给煤机驱动滚筒上的缓冲销松动。（3）轴承不定期补油造成轴承进粉损坏。（4）给煤机皮带长时间运行磨损。（5）清扫链伸长磨损连接销。（6）清扫电机骨架密封损坏。处理方法：
（1）通知输煤专业人员加强巡检，发现大煤块、木头等不合格物及时进行清理。（2）更换驱动滚筒缓冲销。
（3）更换轴承及轴护套，检查润滑脂油管是否畅通。（4）定期调整给煤机皮带，保持张紧滚筒在中间位置。
通过实例看误码故障处理 篇3
【摘 要】在传输故障处理中，误码故障是较为常见、同时又较难处理的一种。本文通过一个实例阐述了此类故障处理的方法，着重提出依靠信号流来梳理传输网络、处理故障的思路。
【关键词】单向通道保护环；VC4；误码；打环
我们知道传输误码的产生主要包括几类：光功率过高、光功率过低、光纤头不清洁、单板故障、板间配合不好、时钟故障、母版故障以及接地不良、温高等。解决此类故障的方法主要包括：告警性能分析法、逐段环回法和替换法等。下面简要介绍一下最近我部门处理的一起接入环误码故障，本次故障的处理基本涵盖了大多数此类故障的处理方法。通过对信号流的分析准确定位故障区间，最终排除了故障，其处理过程也为我们今后的工作提供了宝贵的经验。
该环（拓扑图）是由华为Optix 155/622光端机组成的单向通道保护环，富邦大厦为SNCP节点，全环为集中型业务，东方医疗为中心站，其他各站分别对东方医疗配置了32个2M。业务配置均为“西收东发”，如图中箭头所示。
1.故障现象
我们通过详细的查询告警和性能，发现了大量低阶误码上报：乔马公司支路板个别通道上报BIP-EXC（误码过量），所有在用通道均有误码上报；北国商城支路板的8、9、10三个通道上报BIP-EXC；建华商场支路板有远端误码上报；东方医疗对应乔马公司的相应通道上报远端误码，收建华商场的业务通道上报误码、误码秒，对应北国商城的3条通道有远端误码上报。
此外，我们注意到光板性能正常，没有高阶误码（光缆线路故障可能性小）和指针调整（时钟故障可能性较小）等，其他各站均无异常。
通过查询业务配置，我们发现出现告警的业务均为第2个VC4，顺时针时隙占用为：东方医疗到建华商城占用1～29个2M时隙；东方医疗到富邦大厦占用30～32时隙；东方医疗到乔马公司占用33～63时隙。
通过分析故障现象及业务配置，我们可以初步定位于建华商场、维尔康和富邦大厦三站之间，交叉板、光板的可能性最大。
2.处理过程
由于本次故障的处理过程比较复杂，也经历了多次定位，以下分四个步骤，力图阐述一个完整的处理过程：
2.1通过更改配置的方式恢复在用业务
由于乔马公司收东方医疗报误码，且主用接收方向为西向，因此将乔马的主用接收方向改为收东向，查询性能，误码不再上报。
由于北国商城收东方医疗的3个通道报BIP-EXC，该时隙在富邦大厦（SNCP节点）接收的也是主环西向光板，因此在富邦大厦将该时隙主用接收方向改为东向。查询性能，误码也不再上报。而建华商场收东方医疗没有误码，由此可以看出富邦大厦的东向、建华商场的西向应该都没有问题。（可见故障点应该在建华商场、维尔康和富邦大厦三站之间）
由于东方医疗收建华商场的2板位报误码，主用方向为收西向，因此将主用方向改为收取东向。
至此，全环误码消失，业务恢复。
2.2选取2条业务跟踪监测来缩小定位范围
选取第2个VC4的17和38两个时隙（均没有在用业务）分别配置到维尔康和富邦大厦，另一端仍在东方医疗，其余各站穿通，端站信号方向均为“西收东发”，时隙占用如下：东方医疗2-PD1-17到维尔康1-PD1-20占用第17时隙；东方医疗6-PD1-38到富邦大厦1-PD1-20占用第38时隙。
通过网管查看这两条电路的性能，维尔康收东方医疗报远端误码；富邦收东方医疗报本端误码块、误码秒；东方医疗收维尔康报本端误码秒；东方医疗收富邦报远端误码。由此可见，故障定位于维尔康东向光板、富邦大厦西向光板以及两站交叉板之间。
维护人员首先到维尔康更换了东向光板，无效；从网管硬复位主用交叉板，交叉板倒换后（从网管做交叉板的倒换，并没有引起相应网元支路通道的PS倒换告警），误码仍没有恢复。然后赶到富邦大厦，同样得，更换单板以及倒换交叉板后均无效。最后检查了机房环境温度和接地情况，未发现异常。
难道是故障定位错误？还是两块交叉板都坏了（可能性很小）？
2.3通过对VC4打环，进行精确定位
由于只选择了两条电路进行测试，我们对结论的可靠性产生了怀疑，于是决定分别在各端站对整个第2个VC4进行打环，具体操作如下：
通过步骤1，我们已经将相应端站的主用接收方向做了更改，东方医疗-乔马公司、东方医疗-北国商城、东方医疗-建华商场三端路由的主用方向已经改为了一致路由，即已经“化环为链”了，因此具备了打环的条件（否则如果打环时业务配置仍为“西收东发”，就会中断许多业务，这也是我们开始并没有采用打环操作的原因）
我们首先将乔马公司不在用的十条业务主用“收”配回到西向（用作测试），这十条通道的误码重新上报。然后在富邦大厦的东向光板对第2个VC4打外环（此时东方医疗收建华的业务已改为东向，不受影响，北国商城的业务因收取备环方向而受到了影响，操作前已经过用户同意），查性能，乔马的误码不再上涨，观察15分钟后误码完全消失；接着在富邦大厦的西向光板对第2个VC4打内环，乔马的误码再次上报。至此，我们认为故障点就在富邦大厦，由于已经换过西向光板，因此主用交叉板有重大嫌疑。
维护人员携带交叉板到站后，首先拔除了主用交叉板，让备板工作。这时东方医疗、乔马和富邦的支路板上报了许多PS告警（而在网管上做交叉板倒换操作，支路板是没有PS告警的），等PS告警消失后，查询性能，误码不再上报。
此时我们有了疑问，为什么在网管对交叉板进行复位倒换时，业务并没有恢复，而拔除了主用交叉板后，业务就恢复了呢？是不是由于设备上“坏板”对好的备板产生影响，使得备板也不能正常工作呢？
带着疑问，我们将带去的交叉板插到主用交叉位置上。这时网管马上又出现了大量误码（产生误码的通道并没有变化），可见不是交叉板的问题。接着我们拔出了主用时钟板，误码依旧，看来也不是时钟板的问题。最后拿手电筒查询了母板槽道，“没有倒针现象”。
此时我们还注意到，原主用交叉板为“SS13GTC”，而备用交叉板为“SS12GTC”，这两种单板工作模式出厂默认都设为“12模式”，即支持“时分交叉”，可以完全互为备份。虽然如此，由于原备用交叉为SS12GTC，而我们更换的交叉板均为SS13GTC，会不会出现版本不匹配而不能协调工作呢？我们本地网曾经上过一批交叉板，由于该板电源模块的问题导致一块单板不在位，整个网元单板脱管。
2.4再次更换两块交叉板后，更换母板子架
我们再次携带两块版本一致的交叉板替换了子架的单板，误码仍没有消除。此时，我们认定为母板问题。更换母板子架后，插回原来各单板，业务完全恢复。
3.故障原因及处理建议
我们再次检查了母板的9槽位，发现最下面倒数第二行的几根针确实“歪了”，上次没有看清楚，以为是灰尘。由于某些针的接触不良，导致通过此处的第二个VC4的传输错误。母板故障需要更换子架，所以这是我们最不希望看到的结果。而在传输故障定位中，母板问题又往往是最后考虑的。
光传输网干线误码分析与处理 篇4
1) 误码:误码是指在传输过程中码元发生了错误。确切地说, 误码是接收与发送数字信号之间单个数字的差错。
2) 误码监测原理:在SDH信号的帧结构中, 安排了大量用于操作维护与管理的段开销 (SOH) 和通道开销 (POH) 字节, 各种字节被定义了特定的功能, 使网络的运行、管理和维护能力大大加强。在不中断业务的情况下, 利用业务信号帧结构中特殊设计的差错检测编码字节 (B1、B2、B3和V5-b1、b2) 检出信号中的误块, 并以块为基础评估误码性能参数。B1、B2、B3和V5分别用于检测再生段、复用段、高阶通道和低阶通道的误码。
3) 再生段误码监测 (B1) :再生段开销 (RSOH) 中的1个B1字节共8bit用作再生段的误码监测, 它使用偶校验的比特间插奇偶校验码 (BIP-8) 。BIP-8码对扰码后的前一STM-1帧中的所有比特进行计算, 结果置于扰码前的B1字节位置。如果B1≠0, 说明再生段在传输中有误码产生。
4) 复用段误码监测 (B2) :复用段开销 (MSOH) 中的3个B2字节共24bit (BIP-24) 用作复用段的误码监测。BIP-24对前一STM-1帧中除段开销的前三行即RSOH以外的所有信号在扰码前进行24比特的比特间插奇偶校验计算, 并将计算结果在本帧扰码前置于B2的位置。此校验编码在再生段内不重新计算, 因此, 它只是用于复用段的误码监测。如果B2=0, 说明无误码;如果B2≠0, 说明复用段在传输中有误码产生。
5) 光传输网络误码产生的原因:光功率过低, 在灵敏度附近;光功率过高, 在过载点附近;光纤问题, 包括光缆、尾纤;光纤头不清洁或连接器不正确;光板、支路板故障。
6) 处理干线误码常用方法:告警、性能分析法、环回法、仪表法误码是干线设备维护中最棘手的问题, 现将处理干线误码较有代表性的案例, 与大家分享。
2 干线误码分析与处理
某一级干线采用富士通公司2.5GSDH传输设备, 开放5个2.5G系统。北京是始端站, 广州站是终点站。途径北京、河北等共五省一市。其中河北段网管设在衡水站, 衡水市局负责整个河北段各站点设备监视、技术支持和衡水站设备维护工作。
5个2.5G系统按链型组网, 北京-衡水间设备开放情况为:北京 (终端站) —固安 (中继站) —任丘 (中继站) —武强 (中继站) -衡水 (终端站) 。由于设备运行年限长等缘故, 自2010年9月以来, 5个系统、不同段落接连出现大误码问题。
2.1 现象
某日网管监测到一系统衡水站收北方向有再生段误码和复用段误码, 武强、任丘、固安收北方向有再生段误码, 未影响电路
2.2 误码分析
衡水站、武强、任丘、固安收北方向均有再生段误码, 怀疑误码来自固安北方向, 而衡水站、武强、任丘再生段误码由固安站下传引起
2.3 处理过程
1) 次日凌晨衡水与北京调出电路, 衡水指挥固安测量一系统收北方向光功率, 机盘上测量为-21Db正常, 擦纤复原, ODF上测量为-20d B正常, 擦纤后复原。衡水网管检测15分钟性能固安、任丘、武强、衡水误码消失, 随即北京挂表测试一系统第1、3、4、8个155M无误码, 衡水网管检测2个小时性能均无误码, 准备第二天晚上复原一系统所有电路。至次日夜衡水网管监测京九广扩容一系统自固安处理后, 固安、任丘、武强、衡水均无误码。
北京测试京九广扩容一系统部分155M电路12个小时正常, 我看网管性能好 (全天每一小时的性能我站都做了记录) , 认为问题已解决。次日晚衡水与北京开始复原电路, 复原一个北京确认好后恢复下一个, 之后我在网管看一系统性能, 发现有固安、任丘、武强、衡水均有误码, 上报RS-BBE。随后衡水与北京将一系统在用155M电路全部逐个调出, 电路全部调出后, 衡水网管检测性能固安、任丘、武强、衡水误码消失, 北京挂表测试也好, 怀疑是否与上业务有关, 但不知道是哪个155M引起的。
2) 问题。a.京九广扩容一系统中继段误码是否向下游站点传送?b.自从一系统全部电路调出后, 衡水网管监测性能固安、任丘、武强、衡水误码消失, 北京挂表测试也好, 是否与上业务有关?经咨询富士通厂家, 说不可能与上业务有关, 原因待查。
3) 继续处理:衡水将4个155M串在一起挂表测试一天无误码, 于是夜里衡水与北京开始先后复原一系统第1、2、4、5、8个155M, 当时查看网管性能好, 再看网管一系统固安、任丘、武强、衡水出现15分钟误码, 衡水和北京又把一系统155M1调至二系统155M1, 我看网管性能好。
4) 问题:京九广扩容一系统155M1电路复原后, 光路出现误码, 一系统155M1调出各中继站也无误码, 是否一系统155M1有问题, 北京证实此电路无特殊之处, 原因待查。
5) 第三次处理:因两次处理不成功, 采取分段处理方案。先由北京负责处理本段, 北京从其最远端环回, 测试无误码, 判断北京站无问题。衡水串测6个以上155M有误码, 初步判断固安站到衡水段有问题, 怀疑固安站收北京方向光收盘不好。
6) 第四次处理:固安换光收盘, 北京环回16个155M, 衡水串测48小时无误码。逐一复原调出的一系统155M电路, 正常。
3 经验总结
通过此次利用网管和仪表处理富士通光路误码, 看到了处理富士通设备与其他设备的不同之处, 为处理干线设备误码积累了一定的经验。
1) 京九广扩容设备中继段误码向下游中继站传递, 并不终结.固安收北京有中继段误码, 并向下游站点任丘、武强、衡水传递, 因此任丘、武强、衡水收北方向均有再生段误码, 因衡水是终端站, 并伴有复用段误码属正常。处理好固安站点后, 相应各站误码均消失。
2) 京九广扩容设备网管监测无误码, 测试部分155M正常, 但不能上业务, 说明部分盘有问题。最好串测全部16个155M长达2~3天后, 观察是否正常 (测一天不能证实是否好) 。
3) 因干线太长, 可考虑分段处理, 先分大段再分小段, 依次排除各段问题, 这样可以使复杂问题简单化。
4) 一级干线富士通设备因有光放盘, 对温度、光纤清洁度要求高, 因此光纤头必须干净, 否则光回损太大, 容易产生误码。平时注意机房卫生, 将机房温度和湿度控制在合格范围内。
5) 通过不间断在线监测可以预先检测到设备运行情况。要求维护人员每天进行光路误码监测, 发现问题及时处理。
6) 设备需要有良好的清洁, 以减少故障的发生。注意过滤网的定期清洁, 以保持设备通风良好。
摘要：误码问题是传输网络中最常见的故障之一, 充分理解和掌握误码性能事件, 是做好SDH设备维护的基础。本文介绍了误码的基础知识, 并通过实际故障案例的分析, 总结了干线误码处理的思路、方法。
网卡和其他设备的冲突分析与处理 篇5
【故障现象】一个小型局域网，ping各自的IP地址没有问题，但互相不能ping通，
【故障分析与处理】经检查，每台电脑IP地址设置没有问题，网线的做法和连接都是正确的，但其中一台电脑通过网线连接到集线器上的指示灯为红色，证明该电脑没有正常连接到网络，
先以为是网卡没连接好，重新插拨网卡并安装驱动重新配置后，故障依旧。打开机箱后发现，紧邻网卡的插槽还插着一块Modem。尝试把Modem拨下后，网络访问正常了。
SDH设备误码处理 篇6
1、SDH误码性能检测字节
在STM-N帧结构中, 用于误码检测的开销字节及用途
B1:监视再生段误码B2:监视复用段误码
B3:监视高阶通道误码V5:监视低级通道误码
2、误码检测
一般来说, 有高阶误码则会有低阶误码。例如, 如果有B1误码, 一般会有B2、B3和V5误码;反之, 有低阶误码则不一定有高阶误码。如有V5误码, 则不一定会有B3、B2和B1误码。
如图所示的一条链形组网, 如果网元2和网元3之间的光缆衰减过大, 产生光路误码, 则网元2和网元3相连的光接口板上将检测到B1和B2误码, 经过该段光路的缩影高阶、低阶通道也将检测到误码;而如果只是网元1的一块2M电路板有问题, 如PQ1, 则只会在对应的2M通道上检测到误码, 光路上和高阶通道没有误码。
由于高阶通道误码会引起低阶误码, 因此我们在处理误码问题时, 应按照先高阶后低阶的顺序进行处理。
3、误码性能事件与对应的告警
(1) SDH传输设备检测或上报的误码性能事件
(2) 误码越限告警及性能事件检测位置
若本端上报BBE性能事件, 表示本端接受检测到了误码, 远端发和本段首之间的通道存在问题。若本端上报FEBBE性能事件, 则表示远端接收检测到了误码, 本短发和远端收之间的通道存在问题。
能不好等;机房条件, 包括温度、电源稳定性以及接地情况等, 或有高阶误码, 如B1。1.4误码常见故障原因
二、误码问题故障的定位方法与思路
1、
(1) 检查光功率 (2) 检查电缆 (3) 检查外部干扰
外界设备带领电磁干扰, 如传输机房内的开关、风扇、空调、各种射频器等设备进行良好接地。
供电电源电磁干扰, 如浪涌电压、工频干扰等, 要使用独立电影使用功率滤波器。
雷电和高压输电产生的电磁干扰, 做好防雷措施。
(4) 检查接地
传输设备机柜、正门、侧门板、子架、信号电缆、ODF、DDF、网管设备、各种用电设备的接地;对接设备是否共地。
(5) 检查环境温度
子架风扇故障、防尘网积尘清洁、空调运行正常与否。
(6) 设备原因
东向或西向出现B1、B2、B3, 光 (电) 接口板
时钟单元、交叉单元、支路板 (V5) 误码出现在某几个VC-4或VC12中;
时钟单元:本站接口板报B1、B2, 相邻与本站相连接口板报B1、B2;线路中出现B1、B2、B3。
(7) 检查配置
配置错误会导致误码和指针调整, 有外部原因, 没有发现问题时需检查是否时钟配置错误。
三、典型案例
1、温度过高产生误码
本地网采用OPTIX 2500+设备组网方式为两纤单向通道保护环。
如图3.1所示, 业务分配为集中型, 即各站均只与1站有业务
在设备运行中, 1号站到3号站的部分业务出现异常, 1号站与3号站的部分PQ1上报LP-REI告警, 并有LPBBE, LPES性能事件, 用误码仪测试告警通道有误码, 2、4号站与1号站的业务正常
2、原因分析:
只有与3号站有关的业务有误码。可能原因:机房环境较差, 子架的风扇防尘网严重堵塞, 导致子架温度过高, 使支路板性能劣化从而产生误码。
3、处理过程:
将2号站相应通道左外环回, 则1号站告警及性能事件作用。
再将3号站东向向光板左外环回, 则1号站告警及性能事件消失, 基本排除1号、4号故障的可能性。
将3号站西向光板做内环回, 3号站PQ1仍上报告警, 由此可基本定位3号站故障。
浅谈波分设备误码处理 篇7
一、光功率与误码的关系
我们平时处理的最多的是光功率的异常产生的误码, 光功率异常产生误码的原因, 分为两种情况接收的功率低于接收机灵敏度或者接收的功率高于接收机过载点由于光功率衰减过大, 接收端OTU输入功率在激光器的灵敏度以下, 导致OTU上产生误码。接收端的功率过强, 超过接收端OTU接收机的功率过载点, 导致OTU上产生误码。OTU单板的输入口一般采用两种激光探测器 (又称:接收机) :PIN管和APD管。
对于2.5Gbit/s速率的系统:
PIN输入功率范围:0~-18dB,
APD输入功率范围:-9~-28dB,
对于10Gbit/s速率的系统:
PIN输入功率范围:0~-14dB,
APD输入功率范围:-9~-21dB,
实际应用中, 由于光缆的传输距离比较长, 考虑到系统的通道代价, 最小接收机灵敏度要留有2dB的余量。
二、伴随误码常见告警
1.15分钟B1误码计数越限告警 (SDH帧结构) ;
2.24小时B1误码计数越限告警 (SDH帧结构) ;
3.15分钟B2误码计数越限告警 (SDH帧结构) ;
4.24小时B2误码计数越限告警 (SDH帧结构) ;
5.15分钟OTUk-BIP8误码越限告警 (OTN帧结构) ;
6.24小时OTUk-BIP8误码越限告警 (OTN帧结构) ;
7.15分钟FEC纠错前误码性能越限告警 (带FEC功能) ;
8.24小时FEC纠错前误码性能越限告警 (带FEC功能) ;
9.15分钟FEC纠错后误码性能越限告警 (带FEC功能)
10.24小时FEC纠错后误码性能越限告警;
11.15分钟误码秒越限告警;
12.15分钟严重误码秒越限告警;
13.24小时误码秒越限告警;
14.24小时严重误码秒越限告警;
15.信号不可用告警;
16.信号劣化SD告警。
三、故障定位技巧
在排除故障时, 灵活的运用故障定位方法可以迅速的定位故障点, 判断误码涉及通道:
A多数通道 (或所有通道) 出现误码所有通道出现误码, 说明故障在线路上 (MPI-S和MPI-R点之间) 。重点检查主光通道:
主光通道是否有功率下降, 进而导致业务单板的输入功率过低, 主要核查对象OA、OMU、ODU与主光通道有关的各点。看当前性能和历史性能是否存在较大的差异。可能的原因是
1. OA单板故障, 增益下降。
2. 线路衰减增加。清洁光纤, 减少接头损耗, 调换光缆或者对原光缆进行整治。
3. 与主光通道有关的单板使用的尾纤或法郎盘故障, 导致衰减增加。
B个别通道出现误码
个别通道出现误码的大致原因;
1.单板自身故障,
2.单站内连接的尾纤有问题或不洁净
3.输入功率过低导致接收机无法正常接收
4. 单板客户侧输入信号异常
四、利用B1字节误码定位
OTU-SDH单板上B1字节的监控功能, 对误码的故障定位分析很有帮助。OTU-SDH单板对OTU-SDH单板上B1字节进行非介入性监测。监测的功能如图:
在A站的发送端OTU-T监测到B1字节中有误码和产生的时间, 但不对误码进行处理, 直接传输到B站。B站的接收端的OTU-R也监测到B1字节中的误码数量和时间, B站点与A站点的误码数量的差值就是A站与B站间产生的误码数量。即波分设备在传输中产生的误码。这样就可以了解误码是在SDH侧还是波分侧产生的, 同时了解客户侧的误码数量和波分侧的误码数量。
五、利用“替换法”判断故障点
如果系统单个方向出现误码, 最常用的方法就是替换法。观察替换前后误码和性能是否有变化, 可以方便进行故障定位。替换内容包括
A替换光纤
在线路侧:双向光缆对调法, 把A向和B向光缆互换。
在通道侧:把OTU单板的in口和OTU光纤对换。
B替换OTU单板
接收端:接收端单板不区分波长, 相互间可以替换。可以用没有上业务的通道的单板或者使用备件替换怀疑有故障的单板。
发送端:发送端的单板 (或收发一体) 的单板都是有固定波长的, 单板和波长一一对应, 现场如果没有备件可以利用背靠背OTM站点的另外方向的OTU单板进行替换。如果有可调谐的单板就更好, 可以根据需要调谐到需要的波长上。
C替换光板
浅谈光传输处理干线误码的问题 篇8
京九广一级干线扩容设备采用富士通公司FLS-2500A 2.5G SDH设备, 共开放4个2.5G系统。途径北京、河北、河南、湖北、江西、广东, 共5省1市。其中北京是始端站, 广州站是终点站。衡水站是河北段的网管站, 负责整个河北段17个站点设备监视、技术支持和衡水站设备维护工作。
4个系统设备开放情况为:北京 (终端站) —固安 (中继站) —任丘 (中继站) —武强 (中继站) -衡水 (终端站) -威县 (中继站) -曲周 (中继站) -魏县 (中继站) -大名 (光跳站) -南乐 (光跳站) -清丰 (光跳站) -濮阳 (中继站) …….开封 (终端站) 。
由于设备使用时间长等等缘故, 自2 0 0 7-1 2-1 5以来, 网管监测4个系统、不同段落接连出现大误码问题, 我一直带领班内人员处理此类问题十余次 (排除4个系统的6个段落大误码) , 以下将较典型的障碍处理经过做一下简单分析, 首先介绍文中要用到的基本术语。
2 基本术语:
(1) 误码监测原理:在SDH信号的帧结构中, 安排了大量用于操作维护与管理的段开销 (SOH) 和通道开销 (POH) 字节, 各种字节被定义了特定的功能, 使网络的运行、管理和维护 (OAM) 能力大大加强。在不中断业务的情况下 (无需用仪表发送测试信号) , 利用业务信号帧结构中特殊设计的差错检测编码 (SDH信号采用比特间插奇偶校验BIP码) 字节 (B1、B2、B3和V5-b1、b2) 检出信号中的误块, 并以块为基础评估误码性能参数。在线误码监测主要有两种方式:网管监测和仪表监测。
(2) 再生段误码监测:再生段开销 (RSOH) 中的1个B1字节共8bit用作再生段的误码监测, 它使用偶校验的比特间插奇偶校验码 (BIP-8) 。BIP-8码对扰码后的前一STM-1帧中的所有比特进行计算, 结果置于扰码前的B1字节位置。如果B1≠0, 说明再生段在传输中有误码产生。
(3) 复用段误码监测:复用段开销 (MSOH) 中的3个B2字节共24bit (BIP-24) 用作复用段的误码监测。BIP-24对前一STM-1帧中除段开销的前三行 (A1-D3) 即RSOH以外的所有信号在扰码前进行24比特的比特间插奇偶校验计算, 并将计算结果在本帧扰码前置于B2的位置。此校验编码在再生段内不重新计算, 因此, 它只是用于复用段的误码监测。如果B2=0, 说明无误码;如果B2≠0, 说明复用段在传输中有误码产生。
3 实际问题:
某日网管监测京九广扩容一系统固安、任丘、五强、收北方向有再生段误码, 衡水站有再生段误码和复用段误码, 电路并未申告。
4 解决方案:
次日凌晨衡水与北京调出电路, 衡水开始与相关局处理误码问题:
4.1 第一次解决方案:
衡水让固安测量京九广扩容一系统收北方向光功率, 在机盘上测量为-21d B正常, 擦纤复原后在ODF上量为-20d B正常, 擦纤后复原。衡水网管检测15分钟性能固安、任丘、五强、衡水误码消失, 随即北京挂表测试一系统155M1、4、8, 并准备第二天晚上若无误码, 复原一系统所有电路。衡水网管检测2个小时性能均无误码, 至次日夜衡水网管监测京九广扩容一系统自固安处理后, 固安、任丘、五强、衡水均无误码。
北京测试京九广扩容一系统部分155M电路12个小时正常, 我看网管性能好 (全天每一小时的性能我站都做了记录) , 均认为问题已解决。次日晚衡水与北京开始复原电路, 复原一个北京确认好后恢复下一个, 之后我在网管看一系统性能, 发现有固安、任丘、五强、衡水均有误码, 上报RS-BBE。
随后衡水与北京将一系统在用的14个155M电路全部逐个调出, 在电路全部调出后, 衡水网管检测性能固安、任丘、五强、衡水误码消失, 北京挂表测试也好, 怀疑是否与上业务有关, 但不知道是哪个155M引起的。
提出问题: (1) 京九广扩容一系统中继段误码是否向下游站点传送?
(2) 自从一系统电路全部调出后, 衡水由网管监测性能固安、任丘、五强、衡水误码消失, 北京挂表测试也好, 是否与上业务有关经咨询富士通厂家, 说均不可能产生, 原因待查。
4.2 第二次解决方案
衡水挂表测试 (4个155M串测) 一天无误码, 于是夜里衡水与北京开始先后复原一系统155M2、155M5、155M8、155M4、155M1, 当时看网管性能好, 再看网管一系统固安、任丘、武强、衡水出现15分钟误码, 衡水和北京又把一系统155M1调至二系统1 5 5 M 1, 我看网管性能好。随后一系统1 5 5 M 1调至二系统1 5 5 M 2好 (调至二系统155M1不好) 。
提出问题:京九广扩容一系统155M1电路复原后, 光路出现误码, 一系统155M1调出后无误码, 各中继站也无误码, 是否一系统155M1有问题, 北京证实此电路无特殊之处, 原因待查。
4.3 第三次解决方案
因两次处理不成功, 采取分段处理方案。先由北京负责处理本段, 北京从北京最外端环回, 处理北京段, 测试北京段无误码, 判断北京站无问题。复原京九广扩容一系统电路不行, 又调出, 测试有误码, 后衡水串测155M共6个以上有误码, 北京自己环回好, 我们认为固安站到衡水段有问题, 怀疑固安站收北京方向不好。
4.4 第四次解决方案
1.因北京自环光盘好, 怀疑固安光收盘有问题。
2.申请固安换光收盘后, 北京环回155M, 衡水串测16个155M测试48小时无误码。逐一复原调出的京九广扩容一系统的13个15 5M电路, 测试正常。
通过此次利用网管和仪表处理富士通光路误码, 将障碍消灭在了萌芽之中, 避免大障碍的发生, 同时可以看到处理富士通设备与其他设备的不同之处, 为处理干线设备积累了一定的经验。
(1) 京九广扩容设备中继段误码有时向下游中继站传递, 并不终结 (注意:不是4个系统全都是这样。其他设备再生段误码应在中继站间终结, 不向下传递) 。
固安收北京有中继段误码, 并向下游站点任丘、武强、衡水传递, 因此任丘、武强、衡水收北方向均有再生段误码, 因衡水是终端站, 并伴有复用段误码属正常。处理好固安站点后, 相应各站误码均消失。
(2) 京九广扩容设备网管监测无误码, 测试部分155M正常, 但不能上业务, 说明部分盘有问题。最好串测全部16个155M长达2-3天后, 观察是否正常 (测一天不能证实是否好) 。
(3) 因干线太长, 可考虑分段处理, 先分大段再分小段, 依次排除各段问题, 逐段排除可以使复杂问题简单化。
(4) 富士通设备因有光放盘, 对温度、光纤清洁度要求高, 因此光纤头必须干净, 否则光回损太大, 容易产生误码。平时注意机房卫生, 同时注意将机房温度和湿度控制在合格范围内
(5) 设备需要有良好的清洁, 可以减少故障的发生。注意过滤网的定期清洁, 以保持设备通风良好。
(6) 通过不间断在线监测可以预先检测到设备运行情况。要求维护人员每天进行光路误码监测, 发现问题及时处理。
远动信号传输误码率高的处理实例 篇9
光纤通信传输容量大,传输质量高,不易受电磁干扰,在县调通信中得到越来越广泛的应用。光纤通信项目建设包括光纤通信设备、光缆线路两部分。在长距离光纤通信中,光缆线路部分造价将会非常高。在县级电网企业,要自架光缆到各偏远变电站,经济上将难于承受,而且长距离光缆线路的维护也是一个问题。因此在一些偏远的变电站,一般通过租用公网2M光纤电路解决变电站远动信息传输。一般来说,这种方式传输模拟远动信号是可行的,性能是有保证的,但有时却会出现误码率高的问题。
1 模拟远动信号在传输过程中出现的问题
某个35kV变电站租用公网2M光纤电路至县调,挂上PCM设备后传输模拟远动信号,主站通道监视程序发现误码率高。该方式传输模拟远动信号示意图如图1所示。
RTU采用CDT规约与主站通信。CDT规约的数据帧格式为:按双方约定,以字为基本单位,若干字组成一个数据帧。一帧的构成为同步字+控制字+信息字,同步字为EB90EB90EB90,它表示一帧的开始。图2是县调主站侧前置程序接受到的变电站的原始数据。从图中可以看出,同步字EB90EB90EB90很明显出现了误码,同步字出现错误时,其后的数据也就无效了。
通过检查RTU及MODEM都没有问题,因此怀疑是通道的问题。
2 模拟远动信号误码产生的原因
2.1 2M传输电路的影响
与电力专网传输远动信号不同之处在于2M传输电路部分(即图1中椭圆部分)。公网所提供的2M电路一般都要经过多次转接,既要经过主干的SDH网络,又要经过多次PDH电路才能实现主站与厂站之间的2M电路连接。图3是一个典型的网络结构图。
图3显示县调主站与变电站之间的公网2M电路经过两段PDH设备转接,在一些偏远站点,经过的PDH设备转接段数还要增加。公网SDH网络在性能上有保证,但PDH设备都是一些价格低廉的简易光端机,当设备时钟偏差较大时,就容易产生滑码从而造成误码,当设备本身存在缺陷时,也经常造成误码。这样,经过多段转接,县调主站与变电站之间的公网2M电路性能比单一传输网络或点对点传输在性能上有所下降。
2.2 重复A/D、D/A变换的影响
模拟远动信号在传输过程中,厂站端RTU出来的数字信号要经过MODEM变换为模拟信号,MO-DEM出来模拟信号又要经过PCM设备的抽样、量化、编码变成数字信号再复用进2M电路中。在县调主站侧,要经过相反的过程。PCM设备在将模拟信号变换为数字信号时,由于编码位数的限制,必然存在量化失真,也即输入PCM设备的模拟信号与对端PCM设备输出的模拟信号并不能保持完全一致。这种重复A/D、D/A变换对模拟远动信号将造成一定的损伤[1]。
2.3 误码增殖的影响
RTU出来的数字信号,一般采用300bps、600bps两种速率送到MODEM,经过PCM设备处理后变为64kbps的数字信号并复用进2M电路中。由此可以看出,RTU出来的数字信号经PCM设备处理后占用的带宽放大了许多倍(RTU如采用300bps,则占用的带宽放大了500多倍)。可以这样理解,在2M电路中发生误码的概率一定且随机分布时,64kbps带宽信号在一定时间段内出现误码的个数是300bps带宽信号在相同时间段内出现误码个数的500多倍。可见RTU出来数字远动信号经过D/A、A/D变换后出现了误码增殖。虽然2M电路中64kbps信号出现的每一位误码并不都会反映到300bps数字信号上(即误码增殖达不到500多倍),但从定性的角度看,误码增殖了许多。
上述的远动信号传输在PCM设备处采用模拟四线接口。PCM设备一般采用国际电信联盟制定的X.50建议实现多路低速子速率数据复用成一路高速数据在PCM的一个64kbps时隙中传输。X.50建议规定子速率采用(6+2)的包封格式,即8bit包封结构。在(6+2)的包封结构中包含有6个数据比特,1个帧比特和1个状态比特。8bit包封可表示为FDDDDDDS,每个字母表示一位,F为帧比特,S为状态比特,D为数据比特(或填充比特)[2]。一个复帧内有20个8bit包封,帧内所有数据合起来的速率为64kbps。一个包封内每个数据位的速率为400bps。以300bps的远动数字信号为例,平均每个复帧只需占用一个包封的3/4位(从平均的角度来看),加上1个帧比特和1个状态比特,共占用11/4位,即300bps的远动数字信号在2M电路中占用速率为1100 bps。由此可得出RTU出来的数字远动信号经PCM设备(数字接口)处理后占用的带宽放大了3倍多,也可认为误码增殖为3倍多,这个数值远小于采用模拟四线方式传输的误码增殖。
3 模拟远动信号传输中误码率高的处理方法
从产生误码的原因来看,由于租用的是公网2M光纤电路,变电站又地处边远山区,不可避免要经过多次转接,因此要调整2M电路比较困难。只能从减少甚至消除重复A/D、D/A变换以及降低误码增殖来着手。由于县调主站未提供数字接口通道板,需将终端服务器(MOXA)的串口进行改接,取出其中的信号收/发、公共地3根线,直接与PCM设备的子速率口(RS-232口)对接。同时在厂站端取消MODEM,将RTU出来的数字信号直接送至PCM设备的子速率口。接线示意图如图4所示。
改成该方式传输远动信号后,主站通道监视程序显示的误码率极大的降低,同时也节省了设备,减少了中间环节,从技术上和经济上都是非常实用的。
4 结束语
PCM设备采用模拟四线接口传输远动信号时,由于信号处理环节多、误码增殖大等原因,效果比直接采用数字接口差。同样,在变电站还有利用电话拨号传输信息的装置如电量采集器、故障录波装置等,这些信息的传输和模拟远动信息在PCM设备中的传输类似,也容易出现因误码(滑码)而掉线的问题,如果改模拟接口为数字接口,将能很好的解决这一类问题。
摘要：光纤通信在县调通信中应用越来越广泛。县级电网企业不仅自己建设光纤网络,还通过租用公网2M光纤电路传输变电站远动等信息。由于租用2M电路的特殊性,在传输模拟远动信号时,容易出现误码率高的情况。本文分析了模拟远动信号传输中出现误码率高的原因,并提出了一种具体的解决方法。
关键词：县调通信,模拟远动信号,误码率
参考文献
[1]周俊礼.PCM设备传输远动信号的一种改进方法.电力系统通信,2004,11:55-56
SDH误码故障分析与处理 篇10
1 SDH误码基本概念及检测机制
SDH误码是指在SDH传输过程中发生接受码元产生了误差, 而对SDH光传输设备来说, 指的是经光接收机的接收和判决再生后, 码流中的某些比特发生了差错。
SDH中用于误码性能检测的开销有B1、B2, M1, B3、G1的1-4比特、V5的1-2比特、V5的第3比特, 开销比特十分丰富。误码的计算方法为BIP, 其中B1和B3为BIP-8, B2为BIP-N*24, V5的1-2比特为BIP-2。BIP计算方法的特点决定了SDH误码性能监测只是针对比特块的。在同一“块”中如果有偶数个比特错误则认为该比特块无误码, 如果有奇数个比特错误才认为该比特块有误码, 称为一个误码块。
2 常用的误码衡量指标、性能事件及相关告警
SDH对误码的检测机制决定了, SDH中的误码性能以块为基础。G.826中规定了高比特率通道误码性能参数, 在SDH中更为常用, 再此列举部分参数:EB (误码块, 在1块中有1个或多个比特差错) 、ES (误块秒, 在1秒中有1个或多个误块) 、ESR (误块秒比, 在规定测量间隔内出现的ES与总的可用时间之比) 、SES (严重误块秒, 在1秒中含有≥30%的误块, 或者至少有一个缺陷) 、BBE (背景误块, 发生在SES以外的误块) 等。
网管对于对于误码的性能监视事件包括:BBE、SES、UAS、FEBBE等。BBE, FEBBE事件, 指示是本端接收侧还是对端接收侧检测到了误码。B1、B2、B3、V5误码块分别对应再生段RS、复用段MS、高阶通道HP及低阶通道LP误码块。REI为远端缺陷指示, 也可以用于判断远端是否检测到了误码。这些性能事件及告警是我们分析判断误码类故障的基础。
3 误码故障处理的典型实例
3.1 路由器引起的误码
某保险公司申告一条E1出租电路不好, 原因是业务有丢包现象。用户业务两端分别由华为155/622H及Metro1000V3设备接入, 中间经2500+转接。客户端用协议转换器转成RJ-45接口连到路由器。查看网管无告警, 相关端口也无误码性能, 无指针调整。去两端用户做全程测试正常。因而首先怀疑外部设备故障, 用户换路由器后, 业务恢复, 没有丢包现象发生。
此类故障在工作中遇到较多, 一般网管无告警, 相应端口无误码, 无指针调整, 多为此类故障。对全程加仪表测试, 可以得到准确的结果。
3.2 时钟问题引起误码
一次遇到某银行申告3条E1电路丢包, 其网络结构为:各支行业务通过不同网络引入主局汇聚, 汇聚设备为华为Optix2500+, 用户端采用华为Metro1000, 保护方式为复用段线性1+1保护环。Me tro1000给用户提供一个155M光口对接。用户申告的3条E1链路在2500+的PQ1板相应端口上报指针调整性能, 且性能值较高。同时发现该设备其他PQ1板某些端口也有这种情况。对照交叉连接, 发现都是到该银行总部的业务, 怀疑时钟问题。经检查发现, Me tro1000的时钟一直处于自由振荡状态。配置其时钟跟踪2500+后, 故障恢复。
误码不会引起指针调整, 但指针调整可以引起误码。根据平时的处理经验, 遇到指针调整引起误码的情况首先考虑时钟问题。时钟是平时处理这类误码故障不能忽视的问题。
3.3 DDF端子焊点需接引起的误码
一次交换机房申告线路闪断。查看全程告警, 北电TN-1X设备上报PPI-EXC, 华为设备无误码告警, 于是在局内机房逐一查看DDF端子, 发现有一处电缆屏蔽层开焊了, 导致没有接地。重新焊好后, 故障恢复。另有一次, 现象与此类似, 后发现DDF焊点不好, 有尖状突起, 也会引起误码。
数字配线架上的接点质量不好, 是引起误码的另一种常见原因。特别是这种电缆芯连, 屏蔽层未接地或与地线虚连的情况, 通常不会导致业务中断, 但是会影响业务质量, 产生大量误码。
3.4 光功率低引起的误码
ABCDE五站组成SDH环, 采用北电16X设备, 保护方式为两纤复用段保护, AE两站相邻。一次AE间频繁倒换, 除倒换提示外无其他告警, 查看A站对E站方向的性能值, 有15min累计误码, E站收A站方向也有误码, 由于双向都不好, 分析是光路引起的, 后发现双向光功率比之前不倒换时有明显降低, 调整光纤后恢复。
一般光功率值较好时, 光口性能都比较好, 而光功率较低或较高时, 即便没有达触发到相关告警的门限值, 也容易引起误块值增加。这种情况下, 即使没有任何告警, 亦不发生倒换, 也必须要及时处理光路, 使误码相关性能值恢复为零。否则在有断缆的情况下, 必将影响倒换, 使业务倒到备用路由时传输质量下降。
4 误码故障处理经验总结
引起误码的因素有很多, 综合以上, 列举SDH常见的误码产生原因如下:光路质量下降, 衰减量增大或接收光功率超出光板接收范围;超出色散容限;时钟问题;单板故障;线路上任意点接触不良;电接口阻抗/电平不匹配等。
误码检测方法基本上分为仪表法和利用SDH自身开销两种。仪表检测又分为在线测和离线检测两种。SDH自身所带的BIP功能, 一般是首先采用的办法。可以在不中断业务, 也不用人去现场的情况下, 常规检测线路质量, 一般可以大致判断故障原因。离线检测也是常用的检测手段, 一般用于电路可中断的业务。特别是对于出租专线业务, 测试结果比较有说服力, 可出具测试报告。
误码故障中故障原因判断方法一般首先采用告警性能分析法。在次基础上采用替换法, 如光纤收发对调, 换用备板等。还有一种常采用的方法是逐段环回法, 但此方法应用受限, 只适用于可中断电路业务, 且至少有一端方便检测。但此方法适用于全程无明显告警性能信息提示的情况, 可以较方便的排查出故障点。
摘要：SDH技术在当下传输网中应用非常广泛。线路误码也是实际障碍处理中较难判断的一部分障碍。本文针对SDH的特点, 主要讲述了SDH误码产生的原因及故障处理方法。并结合大量案例, 对故障的发现、定位处理进行逐步说明。
关键词：SDH,误码,故障处理
参考文献
[1]赵蓉.信息论基础.北京邮电大学出版社.