绝缘故障定位系统论文（精选8篇）
绝缘故障定位系统论文 篇1
摘要：分析了医疗2类场所对电源系统的特殊要求, 通过实例阐述了医疗隔离电源系统的应用情况, 并介绍了与该系统配套使用的绝缘监视装置和绝缘故障定位系统。
关键词：医疗隔离电源系统,绝缘监视,绝缘故障定位系统,通信报警
1 医疗2类场所电源系统概述
随着医疗电子电器技术的突飞猛进, 医院病房内的病人和医生已经身陷电子仪器和设备的包围之中。在医院的特殊环境里, 电流对病人构成潜在的危险。病人常常和各种电气电子设备连在一起, 皮肤的电阻可能被击穿, 而病人却常因痛觉丧失失去或降低了防卫功能。尤其是在手术中或麻醉状态下, 各种电极、传感器或管道直接插入病人体内, 这时如果有10μA的漏电流直接流过病人心脏, 就会导致病人触电身亡, 这在医学上被称为微电击。
同时, 医院手术室或ICU、CCU病房是对电力可靠性要求很高的场所, 不管出现何种情况, 都应最大程度保证其电力供应的连续性, 否则, 将会因维持生命的设备断电导致病人有生命危险。
如何保护医院病人不受漏电事故的伤害变得越来越重要, 现在医院主要采用带绝缘监视装置的医疗IT (隔离电源) 系统, 即不接地电源系统给ICU、CCU、手术室等2类场所供电。
医疗2类场所是医疗建筑物内对电气安装要求比较特殊的地方, 根据GB16895.24—2005和IEC60364-7-710—2002标准, 必须使用医疗IT系统, 系统负载总容量最大不得超过10 k VA。为此, 在医疗2类场所通常设立医疗隔离变压器和与之配套的绝缘监视仪, 以确保2类场所医疗设备电源的可靠性和安全性。
医疗IT系统由隔离变压器、绝缘监视仪和外接报警、显示设备等装置组成, 其示意图如图1所示。
2 医疗隔离电源系统应用实例
江苏省苏北人民医院ICU病房设在2层, ICU负荷为一级负荷, 采用双电源供电, 一用一备自动切换, 共采用18套6.3 k VA的隔离电源系统。其某子项系统如图2所示。
医疗隔离电源系统主要包括以下5个部件:
(1) MED427P-2型绝缘监视仪;
(2) ES710型隔离变压器;
(3) MK2430-12型外接报警显示和测试仪;
(4) AN450型专用电源;
(5) STW2型电流互感器。
3 绝缘监视仪
绝缘监视仪是隔离电源系统内的核心部件, 我院采用了本德尔公司MED427P-2型绝缘监视仪。绝缘监视仪在被监视IT系统和保护接地端之间叠加一个脉冲测量信号, 该脉冲信号的幅度、宽度和频率由CPU控制, 可对被监视系统内主回路的工作电流和系统分布电容进行自调整, 并成功消除各类医疗诊断监视设备的高频干扰和直流干扰。IT系统内的绝缘监视仪安装在IT系统和大地之间, 监视相线对地的绝缘阻值, 一旦相线对地出现故障, 绝缘监视仪立即报警, 提醒操作人员系统中已经出现第一个对地故障, 需其在适当的时间找出并排除该故障, 但系统仍能带故障运行。如果IT系统内未安装绝缘监视仪, 当出现第一个故障时, 操作人员得不到任何报警信息, 如果再出现第二、第三个故障, 则逐步增加的故障电流最终将导致系统内的小型断路器或熔断器动作, 使整个IT系统失电。如果2个故障发生在不同相上, 还会对地构成相间短路, 给病人带来生命危险。
根据GB16895.24—2005标准, 每个IT系统必须配备声光报警系统, 并设在适当的地方以便医务人员可以一直监视声光信号。在ICU病房内, 通常每床或每2床配备一套IT系统, 因此在ICU内部将出现多个相同的声光报警装置。江苏省苏北人民医院ICU病房采用德国本德尔MK2430-12型报警系统, 因绝缘监视仪本身就配备了RS485接口, MK2430-12型外接报警显示和测试仪可以利用绝缘监视仪自带RS485接口, 非常方便地与多个绝缘监视仪通信, 使多个绝缘监视仪公用一台外接报警装置。外接报警装置可以设置在护士站, 这样既节省了投资, 也方便了用户的使用和操作。
4 绝缘故障定位系统
在ICU病房内, 由于一个IT系统常常是多张床位的许多监护设备的电源, 每个系统的回路数量比手术室多, 因此当IT系统的绝缘监视仪报警以后, 如何判断发生对地故障的回路往往比较困难。而这些回路都长时间连接维持病人生命的设备, 不能像手术室内的IT系统一样在手术结束后采用逐个分断回路供电的方法来查找故障点, 这时采用绝缘故障定位系统就能很好地解决该问题。
江苏省苏北人民医院ICU病房采用了EDS151绝缘故障定位系统, 主要由以下部件组成:
(1) MED427P-2型绝缘监视仪;
(2) EDS151型绝缘故障评估仪;
(3) MK2430-12型外接报警显示和测试仪;
(4) AN450型专用电源;
(5) STW2型电流互感器。
EDS151绝缘故障定位系统的工作原理如图3所示。当IT系统对地存在绝缘故障时绝缘监视仪就会报警。然后, 绝缘监视仪中的PGH绝缘故障测试装置利用绝缘故障本身的对地漏电流震荡产生极低频率的测试电流, 并通过安装在各被监视回路上的电流互感器和与之连接的EDS151绝缘故障评估仪来检测每个回路内是否存在该测试电流, 从而定位故障回路。因为测试电流只存在于对地回路, 对于系统回路的工作电流而言, 该电流为剩余电流, 故其可以通过回路上的电流互感器检测出来。
采用绝缘故障定位系统能方便快捷地找出对地故障回路, 大大减少了日后的维修工作量。
5 结语
综上所述, 采用带绝缘监视装置的医疗IT系统具有以下优越性:
(1) 可以降低触电电压, 减小电网对地漏电流, 使人身触电危险降低到最小程度。
(2) 采用隔离变压器后可以防止接地系统内的漏电流窜入某些与病人连接的医疗电气设备的对地回路。
(3) 供电系统内部出现第一个对地漏电故障时不会导致断路器或熔断器动作, 因而保证了电源供电的可靠性。
(4) 减少对地漏电流可以提高防火安全性。
目前, 全国各地医院建设如火如荼, 医疗2类场所漏电保护的重要性也随着GB16895.24规范的普及越来越受到医院领导和医院建设者的重视。带绝缘监视装置的医疗IT系统因具有上述优越性而被广泛应用, 成为ICU、手术室等医疗2类场所的标准电源。
参考文献
[1]GB16895.24—2005建筑物电气装置
[2]IEC60364-7-710—2002建筑物电气装置
绝缘故障定位系统论文 篇2
3.1电缆线路故障自动定位系统的应用
该故障定位系统如图1所示，线路一旦发生故障，故障分支上的故障指示器会被触发，并给出红色指示。与此同时，由于电缆故障指示器及零序CT通过塑料光纤与面板型故障指示器相连，面板显示器通过I/O信号与电缆通信终端连接，最终就能将故障信号传送至通信终端。一般来说，通信终端会安装在电缆系统的开闭所、分支箱、环网柜中，提供13路遥信输入，1路遥信对应3只短路故障检测指示器或1只接地故障检测零序CT，最多可接收6条电缆线路的故障编码信息。故障指示器或零序CT会将动作信号发送给面板显示器或光电转换器，然后再通过转换作为I/O信号输出。
图1电缆线路故障定位系统示意图
某市配电网安装了该系统，投运一年后情况良好，多次帮助维修人员快速准确地找到了故障点，并及时对故障进行了隔离，最终快速恢复供电，提高了供电可靠性，取得了良好的社会效益。
3.2架空线路故障自动定位系统的应用
图2 架空线路故障定位系统示意图
某市在配电网中采用了架空线路故障定位系统，该系统投入使用并持续运行的2年多来，该市配电网的运行可靠性得到了很大提升，该系统在发生故障后能迅速定位故障点并及时加以隔离，还能将故障的相关信息传送给主站和维修人员。维修人员在接收到信息后能立即赶赴故障现场进行排查和维修，在最短的时间内恢复正常供电。与传统的沿线查找故障相比，应用架空线路故障定位系统节省了50%以上的时间，同时也减少了故障巡线人员的投入，节约了成本，对提高工作效率有着明显的促进作用。
4结语
绝缘故障定位系统论文 篇3
在我国电力用户遇到的停电事故绝大部分是因为配电网故障引起的,据统计,配电网中单相接地故障最容易发生,约占故障总数的80%[1,2,3]。同时,因单相接地故障引起的断续电弧接地过电压可能损坏设备,破坏系统安全运行,因此对配电网单相接地故障及时进行定位对提高供电可靠性而言至关重要。
配电网故障定位方法主要分为人工巡线法[4]、阻抗法[5]、S注入法[6]、行波法[7]、区段法[8]和故障指示器检测法[9]等,但这些方法存在以下不足:
(1)当下电力部门仍主要采用人工巡线的方法。导致配电网单相接地故障最常见的原因有导线断线、绝缘子闪络等,相对而言,导线断线等较容易通过目测观察出来,而绝缘子闪络由于距离地面较高,外观不明显,很难判断,并且雷击或污闪导致的绝缘子闪络大多发生于山区,这使得人工巡线检测故障更是难上加难。
(2)阻抗法虽然原理简单投资少,但配电网结构复杂,阻抗法精度达不到定位的要求。
(3)S注入法需附加信号注入装置,注入信号强度受PT容量限制,并且需要使用信号探测器沿线进行探测,对高阻接地故障的定位精度也不高。
(4)行波法主要是采用暂态电流行波信号进行定位,但配电网单相接地故障时暂态电流行波信号不明显,因此行波法一直无法在配电网中得到广泛应用。
(5)区段法主要是通过在线路上分段安装馈线自动化终端,找出故障线路和故障区段,但是无法具体定位到某一点,且配电网单相接地故障时零序电流信号非常微弱,工作的准确度还有待研究。
(6)故障指示器则主要以短路故障指示器为主,而单相接地故障指示器还不成熟,且易受接地电阻影响,定位效果不理想。
此外,除了人工巡线法,其余五种方法都必须工作在有源环境下,如使用太阳能或电池等,不仅安装困难,而且成本高昂,故可靠性不高。
综上所述,现有的方法都无法在定位精确度和成本方面满足配电网单相接地故障定位的需求,并且绝缘子闪络导致的单相接地故障也较难发现,基于此,本文设计了一套无源故障指示器,致力于解决配电网中绝缘子闪络导致的接地故障定位问题,尤其是永久性单相接地故障,不仅提高了定位的精确度,而且成本低廉,可以广泛应用。
1 单相接地故障特点
配网系统发生单相接地故障时,网络中各相的对地电容电流通过接地故障点形成回路,即零序电流,如图1所示。
当线路2的C相发生单相接地故障时,其工频零序电流往往很小,但随着系统增大,线路的电容电流会增大,容易引起间歇电弧,对绝缘的威胁也随之增大。因此,配电网系统总的电容电流超过10 A时,应采用中性点经消弧线圈接地方式[10],使零序电流减小到10 A以下[11]。所以,配电网中发生单相接地故障时,故障线路上的工频零序电流信号一般较小。而由于暂态零序电流信号的频率约为数千赫兹[12],其幅值与稳态工频零序电流幅值之比为二者频率之比,即幅值约为几十个安培,相对线路上的工作电流而言也较小。因此,在采集电流信号时难以和工作电流的波动干扰相区分,故前文提到的传统定位方法要通过线路上微弱的工频零序电流或暂态零序电流进行定位往往很难保证精确度。
配电网发生单相接地故障时,不仅具有零序电流幅值小的特点,而且具有可长时间持续运行的特点。如图1所示,当C相对地电压变为零时,A、B两相的对地电压升高为原来的倍,电网线电压仍然对称,不影响对用户的正常供电,因此允许电网继续运行1~2 h[13]。
本文设计的故障指示器便是利用配电网单相接地故障后可长时间运行的特点,将取能线圈安装于每只杆塔的绝缘子末端或杆塔接地点,当系统发生绝缘子闪络导致单相接地时,取能线圈原边流过的只有零序电流,因此可以排除线路上工作电流的干扰。同时,只要电网发生单相接地故障后持续运行1到2分钟,使得故障指示器可以利用取能线圈感应能量并存储起来,便可在没有外接电源情况下定位绝缘子闪络故障,从而解决零序电流幅值小而难以定位的问题,并且达到节约成本的要求。
2 无源故障指示器的设计
2.1 取能线圈的设计
2.1.1 材料和结构的选择
由于故障零序电流幅值较小,因此在设计取能线圈时要求能从幅值尽可能小的电流中感应能量,下面针对如何达到这一要求进行分析。
理想状态下取能线圈副边产生的感应电压为
式中:n2为副边绕组匝数;φ为铁芯的磁通;f为系统的电流频率。
另外,磁通与磁感应强度(B)、磁场强度(H)和磁导率(μ)的关系为
式中:S为铁芯横截面积;λ为铁芯叠片系数;I1为原边电流;1n为原边绕组匝数;l为磁路平均长度。
将式(1)~式(4)合并可得
因此,副边的功率为
由式(6)可知,在原边电流值和电流频率一定的情况下,磁导率越高、横截面积越大、平均磁路越短,感应出来的能量越大。而横截面积增大和平均磁路缩短意味着铁芯体积增大、成本上升,因此,提高铁芯的取能效率应主要从磁导率入手。
目前常用的软磁材料如表1所示。
纳米晶的饱和磁感应强度介于硅钢和坡莫合金之间,当很大的电流通过原边时,可以起到一定的保护作用。纳米晶的初始磁导率略高于坡莫合金,比硅钢高一个数量级,可以感应出很大的能量。且纳米晶的密度和叠片系数低于坡莫合金,在尺寸相同的情况下,重量轻1/4以上,成本低1/3以上,因此,以纳米晶作为铁芯材料是一个合适的选择。
除了材料之外,铁芯的结构对铁芯取能的效率也有影响。当铁芯存在气隙时
式中:μe为有效磁导率;μr为相对磁导率;δ为气隙长度。
由式(7)可知,铁芯有气隙时,铁芯本身的材质对有效磁导率的影响将大幅减小,高磁导率材料将无法发挥相应优势,因此铁芯的结构应该为完整环形,而不能是常用的卡扣式开口铁芯。
图2为取能线圈结构示意图。
2.1.2 安装位置的选择
由于取能线圈的铁芯不能开口,因此杆塔上能供取能线圈安装的只能是可拆卸的部位,如绝缘子末端和杆塔接地点。具体选择安装位置时需考虑以下两点:
(1)一般情况下配电线路都没有避雷线,只有在入站部分或雷电多发的山区才可能会架设避雷线,当线路架有避雷线时,由于避雷线等效电阻低于杆塔接地电阻,为避免避雷线分流,则取能线圈安装于绝缘子末端效果更好[14]。
(2)若安装于杆塔接地点,当发生同一杆塔两相、三相绝缘子同时闪络故障时(这种事故发生的概率很小),取能线圈原边流过的电流很小且此时系统不允许长时间工作,因此无法获取能量,安装于绝缘子末端则可以避免。
因此建议将取能线圈安装于绝缘子末端,然而若安装于杆塔接地点一个杆塔只需安装一个且便于维护,而安装于绝缘子末端则每只绝缘子都需安装,故选择安装于杆塔接地点也是可以考虑的。
2.2 无源故障指示器总体设计方案
故障指示器设计初期方案是通过取能线圈感应流经的工频故障零序电流获取能量,供给二次侧电路,使电磁计数器动作,如图3所示。
该方案中,取能线圈需要瞬间感应出足够让电磁计数器动作的电流才能完成定位工作,而在实验过程中发现,取能线圈的铁芯为适当尺寸时,原边需要流过数安培的电流才能使电磁计数器动作,若要在更低电流下工作则需要增大铁芯尺寸,成本太高,因此无法保障在故障发生时一定会正常工作,必须对方案加以改进,改进后的方案如图4所示。
改进后的故障指示器利用配电网单相接地故障允许较长时间运行的特点,通过充电电容将故障电流的能量储存起来,然后提供给电磁计数器,使之在发生单相接地故障后较短时间内动作。其工作过程可以清晰地通过示波器监测到,如图5所示。
图5中波形1为充电电容两端的电压变化,波形2为电磁计数器两端的电压变化。初始状态时,充电电容及电磁计数器两端电压为零,限压二极管及光耦1、2的输出端呈开路状态。当线路发生绝缘子闪络,造成单相接地故障时,零序电流从取能线圈原边流过,取能线圈副边感应出电流为充电电容充电,波形1呈现上升趋势。当充电电容两端的电压达到限压二极管的限值时,限压二极管呈低阻状态,副边电流将大部分从限压二极管及光耦1、2的输入端流过,使充电电容两端电压不再上升。由于光耦1的输入端与输出端电流存在反馈关系,当电流超过2 m A时,该反馈为正反馈,从而光耦1能够在电流很低的情况下输出端呈低阻状态,将限压二极管短接,并使其恢复开路状态,使得充电电容对光耦1和光耦2放电。则光耦2输入端流过的电流大增,又因为其输出端可等效为开关,当输入端电流达到限值时,输出端呈低阻状态,使得电容对电磁计数器放电,而此前电容通过充电获得的能量足够使电磁计数器动作,因此波形1达到近30 V后突然下降,同时波形2由零突变为近30 V并马上下降,在下降的过程中电磁计数器完成动作。二者放电后马上趋于稳定,并留有残压,当故障线路切除或故障排除后,取能线圈副边不再感应出电流,残压消失,光耦1、2又重新使其输出端恢复开路状态,巡检人员观察到动作的电磁计数器就可以确定故障位置。
3 实验验证
实验主要分为单相接地故障、大电流冲击和多相接地故障三部分,其目的分别是测试长时间通电情况下故障指示器的最低动作电流、大电流冲击下保护装置的效果以及多相接地故障时能否完成定位任务。
3.1 单相接地故障定位实验
实验平台由三相可调变压器、绝缘子串、杆塔模型、耦合电容器组成。利用耦合电容器模拟线路对地电容,通过三相导线与三相可调变压器相连,杆塔模型的接地线为取能线圈原边,副边与故障指示器相连,主要部分如图6所示。
线路绝缘设备的泄漏电流监测系统的量程一般为1~500 m A[15],因此可以认为击穿后流过绝缘子的零序电流通常都会大于500 m A。如果故障指示器安装于杆塔接地点的话,考虑零序电流经过杆塔的两根接地线分流一分为二,因此无源故障指示器的最低动作电流需要低于250 m A,才能满足无论安装于绝缘子末端还是杆塔接地点都一定能工作。经过测试,本文所设计的无源故障指示器在控制成本的同时所需的最低动作电流只要210 m A。并且由前文可知,线路零序电流不会大于10 A,因此对取能线圈原边长时间流过的10 A电流进行实验,依然能够正常工作,只是动作所需的时间缩短,不同原边电流下的动作时间如图7所示,工作电流在最低210m A时,动作时间为77 s,而现在从发生故障到人工拉闸检测最少也要数分钟,因此完全符合单相接地故障的定位需求。
3.2 大电流冲击实验
当发生两相或三相接地故障时,相间短流电流幅值很大,且发生这类故障的线路必然会导致断路器跳闸,因此需要考虑无源故障指示器在大电流情况下的保护。并且假设线路断路器动作时间较长,一般不超过0.5 s,因此在实验中以0.5 s为大电流承受时间。
利用自耦调压器、升流器、555定时器、晶闸管触发电路构建一个产生短时间大电流的实验平台,如图8所示。
实验时让取能线圈原边流过3 000 A的大电流并持续0.5 s,在通电初期充电电容和电磁计数器两端电压变化如图9所示。
其中波形1为充电电容两端电压变化,波形2为电磁计数器两端电压变化,由于大电流的冲击,充电电容在通电开始大概2 ms后就达到了限压装置的限值并让电磁计数器动作,之后充电电容不仅没有对电磁计数器放电反而两端电压继续上升,在过压保护装置的作用下幅值稳定在近60 V。此时取能线圈的铁芯已经严重饱和,因此若原边电流继续增大将对副边电压的影响很小。为了证明这一点,实验时将取能线圈原边的电流增加到5 000 A并持续0.5 s,充电电容和电磁计数器两端电压变化如图10所示,最大电压和3 000 A时相比几乎没有变化。
由图9和图10可知,过压保护能够将副边电压限值在60 V左右,而选用的副边元件耐压值至少在100 V以上,同时相应的副边电流也低于元件的限流值,并且经过频繁的大电流冲击实验后,无源故障指示器依然能够正常工作,因此,该故障指示器完全能够承受系统中可能存在的大电流冲击。
3.3 多相接地故障定位实验
为了证明故障指示器具备两相、三相接地故障定位的能力,因此还需要通过实验获得在断路器动作情况下故障指示器的最低动作电流值,实验平台如图8所示。假设断路器动作时间较短,一般不会低于0.1 s,因此实验时取0.1 s,经过测试得知,该电流值为50 A,且充电电容和电磁计数器两端电压变化如图11所示。
一般情况下,两相、三相短路电流都高达数百至上千安培,远高于50 A,因此,因绝缘子闪络导致的多相接地故障也可定位。
由上述实验结果可以知,本文设计的无源故障指示器不仅完全符合绝缘子闪络导致的单相接地故障的定位需求,而且可以完成绝缘子闪络导致的多相故障定位及大电流保护的任务。并且,输电网中性点接地系统中发生绝缘子闪络故障时,故障指示器的工作情况与配网中发生多相相绝缘子闪络故障相似,因此该故障指示器同样适用于输电网。
4 结论
本文结合中性点不接地配电网单相接地故障的特点,设计出适用于绝缘子闪络导致的接地故障定位的故障指示器,并且通过实验证明,该故障指示器有以下显著优点:
(1)基于无源设计,不需要电池或太阳能供电,工作方式简单可靠,不仅节省了成本,而且提高了工作的稳定性,能够长时间稳定地工作,设备安装后基本可以不需要拆卸检修或更换。
(2)绝缘子闪络导致的配电网单相接地故障情况下,能够在原边持续流过最低210 m A电流时完成定位任务,有效地解决了这一定位困难,巡检人员只要巡线一次就可以确定以往最难检查的绝缘子故障点,节约大量的人力成本和时间。
(3)能够承受短时大电流冲击,并且可以在原边通电时间为0.1 s时,最低只需50 A电流就可完成定位任务,使得该故障指示器不仅可以满足配电网两相或三相绝缘子闪络故障定位的需要,而且适用于输电网的绝缘子闪络故障定位。
摘要：针对现有配电网中性点不接地系统接地故障定位方法的不足,设计了一种用于因绝缘子闪络导致的接地故障的全新无源故障指示器。故障指示器通过纳米晶材料的取能线圈从绝缘子末端或杆塔接地点的故障电流获得能量并将其储存,使装置在完全无源的情况下实现接地故障定位,装置成本低廉、工作稳定、定位准确。实验证明,该故障指示器最低工作电流只需210mA,并能够承受大电流冲击,同时可对因绝缘子闪络导致的单相或多相接地故障进行定位。因此,该故障指示器适用于各种中性点接地方式的输配电系统。
屏蔽系统的故障定位案例 篇4
1 芯线与屏蔽层之间短路
现象:测试时接线图显示屏蔽层与某根芯线短路。
分析:通常是因为屏蔽层中的丝网、铝箔或汇流导线与芯线接触, 或者是剪去屏蔽层时使芯线外露, 造成短路。
故障定位:
(1) 一般发生在模块端接处。
(2) 通过性能测试仪中的“时域反射”测试可确认短路是否发生在电缆中间。
利用“时域反射”原理, 能在一定程度上反映屏蔽层转移阻抗均匀性, 准确定位屏蔽层开路、短路、阻抗异常等故障位置。
将屏蔽对绞电缆全部线芯在一端短接后当作一根导体, 屏蔽层作为另一根导体接入时域反射测试仪, 屏蔽层完全断裂、部分破损、受外应力过大等“软故障”, 理论上都能在测试图线上有所反映 (如图1所示) , 测试精度依赖于仪表精度和分辨率。
排除方法:首先找到故障可能出现的模块端接处, 打开模块的屏蔽壳体后, 将屏蔽层或汇流导线调整到正确位置 (或剪去) 后即可。
如果发生在电缆中间, 则需更换整根对绞电缆。
2 屏蔽层开路
现象:测试时接线图显示屏蔽层开路。分析有三种可能:
(1) 屏蔽模块端接时没有将屏蔽层接好。
(2) 屏蔽层内的绝缘层断裂。
(3) 屏蔽模块内的屏蔽连接断裂。故障定位:
(1) 一般发生在模块端接处。用肉眼一般可以判定, 也可用万用表测量。
(2) 使用万用表可判定屏蔽模块是否有屏蔽层开路故障。
(3) 通过“时域反射”测试可确认短路是否发生在线缆中间。
排除方法:重新进行屏蔽端接或更换屏蔽模块。如果发生在电缆中间, 则需更换整根对绞电缆。
3 屏蔽层带电
现象:人体接触模块或插头的屏蔽导体时有触电感觉。
分析:屏蔽层失去等电位联结, 屏蔽层感应电势已大于50Vrms, 远超过标准规定的1Vrms。
查找:
(1) 可以使用万用表或地阻仪检查屏蔽层等电位联结情况。
(2) 检查水平布线屏蔽层连通性;如果发现异常, 请强电专业人员检查工作区电源保护地。如果未发现异常——则检查终端设备电源线接地导体连通性。
排除方法:重新进行接地连接;由专业人员修复交流电源的保护地线;更换设备电源线。
4 屏蔽层测试的完整流程
以上检查方法是面向已知的常见故障进行故障排查的方法。在出现未知的屏蔽故障时, 通常会采用以下方式进行故障排查:
排除连通性故障:使用万用表、通断测试仪、性能测试仪等仪器检查屏蔽层的连通性, 同时也检查屏蔽层与芯线之间是否存在短路现象。
检查屏蔽层的阻抗均匀性:使用时域反射方法探查屏蔽层阻抗均匀性, 对异常点展开进一步的分析。
等电位联结检查:可以使用万用表或地阻仪检查屏蔽层等电位联结情况, 排除设备屏蔽、电源接地等问题。
电气装置检查:可以使用万用表或地阻仪等测试仪器检查相关的电气装置是否符合要求。其中包括:机柜、桥架、金属管路的等电位联结状态, 工作区交流电源插座是否完好接地等。
新型光纤电缆故障定位系统 篇5
发展全光纤电力电缆故障定点技术[1], 建设新型光纤传感监控网, 是保障我国电力安全的重要措施。全光纤电力电缆故障定位预警系统通过全面监测数千米光纤沿线上电缆周边环境的振动信号进行预警, 从而减小电缆故障事件的发生几率, 达到安全防范的作用。它具备传统电缆维护方式所不具备的一系列优势, 譬如隐蔽性强、智能化高、抗干扰能力强等, 解决了城市环网供电干线故障定位预警的行业性技术难题。
1 系统工作原理
全光纤电力电缆故障定位预警系统采用基于光时域反射计 (OTDR) 结构, 利用Φ-光时域反射计[2,3,4]的干涉机理, 外界扰动作用在光缆上面或附近产生的压力 (振动) 导致光纤中瑞利散射光相位[5]发生变化, 后向瑞利散射光经光学系统处理, 将微弱的相位变化转换为光强变化, 经光电转换和信号处理后, 进入计算机进行数据分析。系统通过分析电缆环境周围的振动波形, 判断偷盗事件的发生。
该系统的被测点距离是基于光时域反射技术 (OTDR) [6,7]实现的, 被测点定位精度[8,9]L由光源脉冲的宽度△T、光探测器的响应时间tp和A/D转换时间tad中的最大值直接确定。当这三个时间因素中△T远大于tp和tad时有
式 (1) 中, c为光纤中的光速;△T为注入光纤的光脉冲宽度。系统试验样机采用的光脉冲宽度△T为100 ns, 对应定位精度10 m。
2 系统的硬件设计
根据电力电缆险情定位与预警系统的功能, 选择合适的硬件, 包括主机和传感光缆。主机放置于机房中, 由主机引出传感光缆敷设至现场需要监测的位置。主机主要由光电接收模块、光纤干涉仪、数据采集器和计算机组成, 其硬件功能结构图如图1所示。当外界有振动发生时, 背向瑞利散射光的相位随之发生变化, 这些携带外界振动信息的信号光, 反射回系统主机时, 经光纤干涉仪处理, 将微弱的相位变化转换为光强变化, 经光电转换和数据采集处理后, 进入计算机进行数据分析, 经系统识别、处理后, 传给用户终端 (如数据分析终端) , 驱动其他辅助系统, 从而快速、高效地实现电力电缆防盗预警目的。
该系统通过采集光纤沿线的电力电缆振动信号分布, 对电力电缆进行实时监测, 并通过采集得到的数据对通信光缆的振动状态进行特性分析和诊断, 系统信号硬件处理流程如图2所示。
3 系统的软件设计
全光纤电力电缆故障定位预警系统能够测量光纤周围任何的振动、扰动、颤噪和声音信号, 而周界安全检测往往更关心的是人为的越界、破坏等现象, 因此如何在大量的振动信息中提取有用的信号数据是非常关键的技术。系统软件功能处理流程图如图3所示。
系统报警软件的目的是要实现实时自动报警和报警判断的功能, 故项目在软件设计上采用了目前最先进的模式识别算法[10], 完成对扰动特征信息的动态提取、分析和比较, 确定扰动的频率、幅度和类型等物理特征, 实时给出分析结果或对非正常扰动给出预警信号。系统软件的主要功能就是对振动信号检测、分类和报警, 同时对数据信息进行管理。主要报警功能如下。
(1) 侵入监测
该功能实质包括探测侵入行为和识别侵入行为两方面。如果有人企图偷盗或破坏电缆, 则将对电缆侧边的光缆内传输光束产生扰动, 扰动信号通过同一根光缆传输至位于控制中心的系统主机上, 系统软件对这些信号进行分析识别后, 判断为人员侵入则发出指令触发报警。该系统特点之一在于可在后端灵活调节系统灵敏度, 因此, 极大降低了侵入行为的漏报率。
(2) 防区定位功能
系统软件根据对各处环境状况、保安人员采取行动路径和侵入威胁发生可能性等级的判别, 自由设置报警防区。在判断有威胁侵入行为发生时, 该软件根据光信号调制分析, 可以实时对侵入行为发生点进行定位, 从而便于安保人员目标明确地及时采取有效措施, 制止侵入行为后续事件发生。
(3) 联动功能
根据客户的具体需要, 系统软件可与各种音响、声光报警装置实现联动, 在监测、识别、定位侵入行为后, 启动报警装置, 威慑、制止侵入行为。同时, 联动相应位置视频摄像头, 追踪侵入对象。
该软件可以把报警信息保存起来, 以便于用户对报警记录的查看。在查看报警记录时, 用户可以根据自己的需求, 把报警记录导出来以文件的形式保存, 同时还支持打印的功能。
4 试验结果
实验中电力电缆监测长度23.5 km, 传感光缆为GYTA53通信光缆。光缆敷设在电力电缆表面, 光缆外加硬硅胶护套管保护, 埋在沙下30 cm深处, 全光纤电力电缆故障定位预警系统主机放置在监控室内。在电力电缆沿线选取20 025 m处进行人员盗挖测试和电缆高压放电测试, 每组测试各采集10组信号。
根据用户选择可以显示瑞利散射后向曲线或者散射曲线相减后的波影。23 km通信光缆沿线探测的瑞利散射信号如图4所示。
在故障电缆上施加高压脉冲信号, 使电缆在放电时系统采集到的故障点的瑞利散射信号相减后的波形如图5所示, 图中横坐标表示振动信号周期时间t (单位s) , 纵坐标表示振幅A (单位V) 。
当有事件破坏电力电缆时, 软件电子地图界面可以及时发出报警信号, 并在下方的报警信息栏里显示具体的报警信息, 能准确定位事件发生地点, 显示定位精度在±10 m范围内系统报警信号指示如图5所示。
机械切割电力电缆时系统采集到的信号波形如图6所示。系统电子地图报警指示如图7所示。当有事件破坏电力电缆时, 软件电子地图界面可以及时发出报警信号, 并在下方的报警信息栏里显示具体的报警信息, 能准确定位事件发生地点, 同时报警的防区会以红色的点进行闪烁显示。实验结果表明, 系统能有效监测传感光缆周围外界振动事件的发生。
5 结束语
阐述了一种基于光纤振动技术的高压电缆智能故障定位系统的实现方法。系统通过敷设在电缆上方的光缆感应到路面施工产生的轻微振动, 进行电缆故障测寻, 实现了传感光纤沿途电缆的故障预警监控。研究了系统的工作原理, 搭建了实验样机, 并在故障电缆上施加高压脉冲信号, 使电缆在放电的时候形成振动, 从而快速地对电缆故障进行预定位, 节约电缆故障定位的时间, 可以尽快对故障点进行处理。实验证明, 系统能准确探测人员盗挖和机械切割等入侵事件, 测量距离大于20 km, 空间分辨率为±3 m。
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绝缘故障定位系统论文 篇6
配电网相比输电网情况复杂,更容易发 生故障,配电网一旦发生故障就要求线路运行人员在最短的时间内找到故障 发生的具体位置,并对故障进行隔离,恢复未发生故障区域的 正常供电。而故障定位系统就是为了能在最短的时间内实现 以上目标而设计的,通过地理信息系统与控制中心的结合,系统能给出故障的位置和时间,并将其发送给检修工作人员,从而在最短的时间内进行处理。系统在一定程度上提高了配 电网运行的可靠性,本文就其实际应用进行相关说明。
1故障定位系统概述
故障定位系统是为能快速准确查找到配电网中 故障的具体位置和发生故障的具体时间并将以上信息传送给运行检 修人员而设计的。系统融合了地理信息系统技术、传统故障显示技术以及GSM通信技术,主要包括以下几个部分:中心站、带通讯功能的故障指 示器、通信终 端、通讯系统 以及监控 主站。其中,中心站有通信装置,可以直接接入公共移动网络,能对通信终端发送的信息进行解码,最后发送给主站;带通讯功能 的故障指示器在线路发生故障时被触发,并将数字编码信号发送出来,一般安装在架空线路和电缆线路上;通信终端一般安 装在线路分支点处,能接收多个线路故障指示器的编码信息,能将收到的动作信息发送给中心站;通讯系统主要借助于公共网络实现短信息和网络数据的通信,能接收各种信息;监控主站安装有基于地理信息系统平台的专业故障定位系统软件,能接收中心站转发的信息,并对各种信息进行分析,最终完成故 障定位。
2检测原理
在配电网中发生的故障可以分为单相接地故障 和相间短路故障两种,这两种故障的检测方法是不同的,下面就对它 们的检测原理进行说明。
2.1单相接地故障的检测原理
故障定位系统中通常使用动态阻性负载投入法进行检测。单相接地故障较为复杂且故障电流较小,故障定位系统正是根据单相接地的这个特点,通过检测注入信号的特征来实现故障选线和故障点定位的。故障定位系统中安装有自动可控阻 性负载,该装置可以在发生单相接地故障时在变电站中性点自动短时投入,此时就会在现场接地点和变电站之间产生特殊的信号电流,一般来说该电流最大不超过40A,之后该电流会调制到故障相的负载电流上,此时接地故障指示器就会检测到该电流信号,最终将故障发生的具体位置指示出来。这种方法安全可靠,不会对系统的 安全运行 造成影响,且使用方 便、经济适用,社会效益和经济效益较高。
2.2相间短路故障的检测原理
相间短路主要通过直接安装在配电线路上的 短路故障 指示器进行检测,通过电流和电压变化对故障特征进行识别。若线路电流发生正突变,且变化量大于预先设定的定值,而后在极短的时间内电流与电压又下降至0,此时系统就会判定电路出现故障。显而易见,它只与发 生故障时 的短路电 流分量有关,而与正常工作时线路电流的大小没有关系,所以,这种故障检测方法适用于负荷电流变化的故障检测,判据较为全 面,误动作发生的可能性较小。该检测方法属于智能判断,不需设定动作值,因此应用过程中便捷性大大提高,而且在同一个 应用场合只需安装一类故障指示器。
3故障定位系统的应用
由于配电网网架的不同,可以将故障定位系统分为电缆系统和架空系统两种不同的种类,现分别加以说明。
3.1电缆线路故障自动定位系统的应用
该故障定位系统如图1所示,线路一旦 发生故障,故障分支上的故障指示器会被触发,并给出红色指示。与 此同时,由于电缆故障指示器及零序CT通过塑料光纤与面板型故障指示器相连,面板显示器通过I/O信号与电缆通信终端连接,最终就能将故障信号传送至通信终端。一般来说,通信终端会安装在电缆系统的开闭所、分支箱、环网柜中,提供13路遥信输入,1路遥信对应3只短路故障检测指示器或1只接地故障检测零序CT,最多可接收6条电缆线路的故障编码信息。故障指示器或零序CT会将动作信号发送给面板显示器或光电转换器,然后再通过转换作为I/O信号输出。
某市配电网安装了该系统,投运一年 后情况良 好,多次帮助维修人员快速准确地找到了故障点,并及时对故障进行了隔离,最终快速恢复供电,提高了供电可靠性,取得了良好的社会效益。
3.2架空线路故障自动定位系统的应用
该故障定位系统如图2所示,线路分支上的定位系统会在线路发生故障时触发,并显示红色信号。架空线路的通信终端安装在线路分支点处,能接收2个分支共计6个指示器的编码信息,1台通信终端对应6只指示器,通信终端在接收到动作信息后会进行处理,并通过通信装置将处理过的信息发送给中心站。该设备主要由太阳能进行供电,同时太阳能还能为蓄电池充电,从而保证设备 在夜间及 阴雨天气 能正常运 行。一般来说,蓄电池储存的电能可以维持通信终端连续工作20天。
某市在配电网中采用了架空线路故障定位系统,该系统投入使用并持续运行的2年多来,该市配电网的运行可靠性得到了很大提升,该系统在发生故障后能迅速定位故障点并及时 加以隔离,还能将故障的相关信息传送给主站和维修人员。维修人员在接收到信息后能立即赶赴故障现场进行排查和维修,在最短的时间内恢复正常供电。与传统的沿线查找故障相比,应用架空线路故障定位系统节省了50%以上的时间,同时也减少了故障巡线人员的投入,节约了成本,对提高工作效率有 着明显的促进作用。
4结语
总而言之,在经济高速发展的今天,社会对电 力系统提 出了更高的要求,所以应该尽量缩短故障排查时间,使得用户 供电不受影响。本文结合实际工作,对配电网中的故障定位系统进行了说明,通过使用故障定位系统,实现了在最短的时 间内发现故障及隔离故障点,缩短了故障排查时间,提高了工 作效率,达到了安全稳定供电的目标。
摘要：从故障定位系统概述入手,介绍了检测原理,并对其在配电网故障处理中的应用进行了分析,旨在提高配电网运行水平,满足社会用电需求。
绝缘故障定位系统论文 篇7
1 铁路自闭/贯通线路故障现象及工作原理
1.1 常见故障现象及造成的危害
自闭贯通线投入运营后,可能会出现各种各样的故障。如由于各种原因,线路上瓷瓶、绝缘子等受到破坏;避雷器被击穿;由于天气寒冷或机车排气导致的电缆头故障;由于剐蹭或碰撞到线路及变压器上而导致的接地或短路;由于天气剧烈变化等原因而导致的断线等。综合以上结果可知,线路故障主要是三相短路、两相短路及单相接地短路,其中92%以上的故障都属于单相接地
故障。当发生单相接地故障后,非故障相的对地电压升高,从而对设备的绝缘造成了安全威胁,尤其是弧光接地引起的过电压高达数倍甚至数十倍相电压,很容易造成两相或三相短路事故,直接影响到线路的正常供电,影响列车正常运行,甚至可能导致巨大的经济损失。
1.2 常见解决方法及原理
1.2.1 阻抗法
阻抗法的原理主要是假设故障回路阻抗或电抗与测量点到故障点距离成正比。故障发生时,测距装置由启动元件启动,测出故障发生时的电压和电流等参数,从而计算出故障回路的阻抗。根据阻抗法原理,线路长度与阻抗成正比,故可以求出由测量装置到故障点的距离。
注意事项:应用阻抗测距法时,必须充分考虑过渡电阻、分布式电容及负荷的影响,减小它们对测距造成的误差影响。
1.2.2 行波法
行波法主要是利用高频故障暂态电流、电压的行波或故障后用脉冲频率调制系统以及断路器断开或重启时产生的暂态信号等来间接判断故障点的位置。
输电线路行波故障测距方法因为其测量精度高、适用范围广,并且不受过渡电阻、系统参数、串补电容、线路不对称及互感器变换误差等因素的影响,一直是工程技术人员所关注的方法。
但在实际应用中,噪声的干扰将影响微弱行波的提取,并且受现有系统安装的电流互感器测量精度不高等因素的限制,行波法在自闭贯通线路故障定位中的产品实现还需要一段时间。
1.2.3 S注入法
S注入法是当系统发生单相接地时,通过人为地向系统注入一个特殊的电流信号,然后检测注入信号的路径和特征来实现接地选线、测距和定位故障的一种故障检测方法。它最早由山东大学桑在中等提出,当时旨在解决两相CT出线的小电流接地系统单相接地选线、测距和定位问题。由于“S注入法”在使用时不需要增加一次设备,不影响系统运行,易于实现,适用于有分支线路的故障定位,通过国内各大电网及油田的实际使用证明,S注入法相比传统方法的确有明显的优势,极大地提高了故障定位效率。
2 基于注入法的自闭贯通线故障定位系统
2.1 传感器网络组成及其特点
无线传感器网络(以下简称传感器网络)由许多传感器节点协同组织起来,这些节点可以随机或特定地布置在目标环境中,它们之间通过特定的协议自组织起来,传感器网络具有自组网、协同工作功能,一旦有传感器节点发生故障或有新的节点加入,网络将重组。故障节点的工作将由其他节点承担,新加入节点将承担其他节点的部分工作,通过协同工作有效地提高了系统的容错性;传感器众多节点分布密集,从不同角度、不同方位获取的信息,同时利用节点之间高度连接性来保证系统的容错性和抗毁性,用数据传输的多路径方式,保证数据可靠的传输,这些特性使得传感器网络这一新兴技术在军事、安全保障以及民用领域得到了越来越广泛的应用。
因此,在铁路自闭贯通线故障定位系统中引入传感器网络的思想,借鉴传感器网络的自组网功能、容错性高及自上而下的系统设计方式等特性,在已有的SCADA通信网络(主要是光纤网)的基础上构建灵活的、可扩展性好的无线故障定位系统。
2.2 系统组成
整个系统由信号注入装置、无线节点、开关站无线处理单元(SWU)及智能故障信息处理系统组成,系统构成如图2所示。无线节点相当于传感器网络中的传感器节点,开关站无线处理单元相当于网关,它将接收到的数据通过SCADA系统的光纤网向配电所监控中心发送。2个开关站无线处理单元和它们之间的无线节点共同组成一个无线局域网,完成数据的无线收发。
2.3 系统工作原理
无线节点完成在线数据采集、处理后,将处理后的数据以接力的方式逐级传递至开关站无线处理单元,经开关站无线处理单元进行数据融合处理后,将信息传递至配电所监控中心。配电所监控中心可通过实时采集的数据监测馈线的状况。当系统监测到接地故障发生时,可由各节点的电压、电流关系及幅值判断出故障点。假如通过无线节点检测到的电压、电流无法有效地确定故障点时,则发出“注入”命令,由PT向故障线路注入特定频率的信号,线上无线节点感应到该频率的信号后,以接力传送的方式向开关站无线处理单元传输数据,开关站无线处理单元根据这些带有节点标识的信息确定故障点,将故障限定在2个无线节点之间,地下电缆接头处的无线节点中加装测距模块,局部采用行波测距法测定电缆故障的位置。最后将故障信息传送至当时监控计算机,再基于GIS系统将故障点直观地显示在地理背景图上。
将“S注入法”应用在自闭和贯通线路上,可有效地解决单相接地故障电流数值小、信噪比小的问题。同时,由于各个节点直接采取现场的数据进行判别,因此相对准确可靠,一般来讲误差只有几十米(取决于无线节点之间的距离),并且对于不同的系统和故障类型都有分类判断和定位能力。节点间的协作及容错特性,使得系统对于节点故障有很强的容错能力。此系统采用自上而下的系统设计方式,构建的配电网无线故障定位系统灵活、可扩展性好,系统建设可以分步实施。
3 需处理的关键问题
为了取得较好的效果,在实际应用自闭/贯通线故障定位测距时,需处理以下关键问题:
1)信号注入装置的设计。考虑到注入信号具有衰减特性,因此必须通过计算合理确定出信号的频率及容量。
2)线上节点的硬件设计及算法编制。
3)开关站无线处理单元硬件设计及确定开关站无线处理单元数据融合及故障信息处理算法。
4)确定系统的组网方式及数据传输机制,确定线上节点及开关站处理单元的组网方式,使节点间有效地协同工作,编制确保数据可靠传输的路由算法。
5)监控中心信息处理系统的开发。
4 结语
由于电力贯通线、自闭线路承担着铁路行车、运输系统的供电,随着我国铁路的全面大提速,列车速度越来越快,对铁路信号电源的可靠性相应的要求也越来越高,因此研究一种新型的方法具有重要的现实意义。
协同故障智能定位与处理系统浅介 篇8
当前, 移动运营商在运营能力获得长足发展的同时, 也面临着市场环境和技术架构的急剧变化。业务保障要求不断提高和重要设备容灾安全水平较低的矛盾日渐突出, 单个设备容量不断增加, 单个设备故障的影响范围也越来越大。用户对网络的安全性要求越来越高, 任何一次网络故障都有可能演变成社会事件。
从信息通信技术的发展趋势看, 对于重要的核心数据与设备, 都需要提供高等级的故障恢复能力, 使单点故障发生时可以迅速恢复正常, 缩短业务中断时间, 因此, 急需能够使各种资源协同工作的平台, 使运维工作显性化、简单化、及时化, 实现运维工作的智能化端到端管理。
2 功能介绍
建设协同工作平台, 面向管理者、技术人员提供全面系统的故障分析定位信息, 方便决策和高效处理。系统着重于协同故障处理的建设, 基于智能分析安全模型, 建设规则化、灵活化、易用化、直观化的协同故障处理系统。充分利用系统对故障发现、分析、处理的智能化方法和手段, 实现对故障的全过程管理和控制, 使故障处理显性化、简单化、及时化。
2.1 安全模型
由于网络固有的复杂性、不确定性, 通常情况下无法获得与网络故障相关的所有信息。如何尽快定位故障, 仍然是一个棘手的问题。如何通过多维立体监控、综合一切可以获得的数据信息 (可能是不确定、不完整的信息) , 以最少的操作、最低的代价, 获得确切的故障信息, 通过诊断操作, 最终准确定位故障, 无疑是重中之重。
重大故障定位安全模型实现如下:
(1) 故障症状发生
通过多维立体监控, 包括信令监测、设备告警、性能指标、仿真和自动拨测等途径, 获取网络运行实时状况信息。对网络运行进行实时监测和分析, 当出现故障表现症状集E中某个或某些表现症状时, 触发故障定位安全模型, 建立当前故障表现症状集Ec={e1, e2, …, es}。
(2) 候选故障判定
针对当前故障表现症状集Ec中的每一个表现症状ei (1≤i≤s) , 通过规则定义, 可以判定可能由一个或多个不同故障引起, 得到对应ei的候选故障集合Fi={f1, f2…, fl}, 从而可以建立针对当前故障表现症状集Ec的候选故障集Fc={f1, f2, …ft}。
表现症状ei的每个候选故障fj (1≤j≤l) 的发生概率P (fj/ei) 可能不同, 有的故障发生概率相对较高, 有的则较低。Ec中的多个表现症状也可能指向同一个可能故障fj, 则此故障fj的发生概率为该故障fj针对各个ei的发生概率之和: (1≤j≤t) , 如果f不属于ei的候选故障集Fi, 则p (f|ei) =0。通过计算可以得到Fc={f1, f2, …, ft}中所有故障fj针对表现症状集合Ec的发生概率, 按照发生概率值, 对所有故障fj进行优先级排序。
(3) 诊断操作
对于网络运行过程中发生的故障, 通过与设备交互或其它方法可以对故障做进一步定位。对于候选故障集Fc={f1, f2, …, ft}中的每个故障fj (1≤j≤t) , 可以通过其中一个或多个诊断操作进行故障定位, 对应诊断操作序列集Oj={o1, o2, …, ok}。根据FC中所有故障的发生概率优先级, 从高到低逐一对故障fj执行诊断操作, 根据操作结果进一步判定故障fj是否确实发生。如果确已发生, 则故障准确定位, 诊断结束, 不再对其它f进行诊断, 直接输出故障fj。如Fc中所有故障都诊断结束, 但是未准确定位, 则输入Fc。
2.2 故障处理
系统从性能监测、告警监测、拨测系统、性能系统实时进行数据接收, 把接收到的数据作为下一个环节的输入, 送入安全模型进行判断、监测, 根据安全模型的监测规则进行模式匹配。
通过场景化的系统故障处理平台, 系统专家、决策者、厂商、维护人员进行系统图形化的故障处理、定位、分析, 借助平台提供的即时工具进行实时沟通, 并利用平台提供的工具进行故障影响分析和故障现场管理。确定故障后, 维护人员在专家的指导下, 经决策者同意, 实施系统方案, 修复故障, 并及时通报修复结果。
故障解决后, 为避免故障再次发生, 同时总结修复经验, 填写故障总结表, 关闭故障场景, 支持故障场景的回放。
下面介绍协同故障智能定位与处理的具体过程。
2.2.1 故障智能定位
网元发生故障后, 根据安全模型的故障定位、诊断结果, 系统进行场景化故障协同处理模块。根据定位的故障网元, 系统自动找到对应场景, 首先支持的场景类型为:MSC场景、MGW场景、BSC场景、HLR场景, 场景支持回放功能。
在整个故障处理场景中, 完成以下工作:
(1) 呈现故障网元
拓扑图呈现出故障网元的网络连接拓扑, 在拓扑图上呈现出与故障网元相关的相邻、相近网元及连接方向。在拓扑中, 与故障网元直接相连的网元在拓扑中呈现真实的物理拓扑连接, 不直接相连的通过虚线画出连接示意图。图中可以呈现故障网元所在机房、承载用户数、下挂基站数量等信息。
(2) 故障信息呈现
在场景中不但要呈现出相应的拓扑连接, 还要结合拓扑图呈现相应的故障信息、定位信息、决策信息、相应的处理预案。
拨测项目中, 每一个项目对应出拓扑图上的相应的矢量连接线。根据拨打测试验证的结果或其他方式判断的结果, 形成最后的结论, 系统通过最终结论来改变连接线的颜色。
每条矢量连接线的状态被改变后, 系统要全局生效, 凡是打开此场景的登录用户都要看到此测试项目的结论和定位点, 拓扑图的矢量连接线都要发生相应的改变。具体的测试项目、测试项目和矢量连接线的关联关系要做到可以进行配置。
(3) 定位信息
每一个定位点对应出拓扑图上的相应节点。根据故障现象或其他方式判断的结果, 形成定位点信息, 系统通过定位点的状态来改变节点的颜色。非正常状态则显示红色。
每个节点状态被改变后, 系统要全局生效, 凡是打开此场景的登录用户都要看到此测试项目的结论和定位点, 拓扑图的节点都要发生相应的颜色改变, 并显示定位原因、定位人信息。
具体的测试项目、测试项目和矢量连接线的关联关系要做到可以进行配置。
(4) 人员信息
当前故障场景中相关联人员的信息及到位情况。
2.2.2 故障影响处理
故障需求和算法实现自动计算功能, 在决策视图中展现。支持故障影响提醒:
(1) 自启动重大故障处理开始计时, 到40分钟时弹出窗口, 提醒60分钟内需要上报集团。
(2) 每20分钟自动计算故障影响。如果达到10万用户小时, 就给出提醒需要上报工信部, 到达工信部上报条件后的计算是否自动待确定。
(3) 提供分公司上报功能, 可随时更新显示故障影响的网元、地域、用户数, 并能回退显示分公司在本次故障中的历次上报内容。
(4) 根据自动拨测系统测试结果, 描述本故障场景中分公司受影响的网元和现象。
2.2.3 故障现场处理
系统为现场处理提供紧急现场管理、拨测验证、故障总结功能。
(1) 现场管理
分公司成立现场领导小组、故障处理小组、预案准备小组、网络测试小组、信息接口小组。小组人员可以事先配置, 场景启动后可以由分公司人员确认哪些人员已经到达现场, 并进行标识。
1) 现场领导小组
制定统一的对外解释口径, 并填报到系统中。与本地客服、市场、综合等部门沟通, 标识是否已经沟通;与帐务中心联系, 及时处理用户数据和话单, 标识是否已经沟通。
2) 故障处理小组
小组人员应参与故障协同处理过程。
3) 预案准备小组
预案是否已经准备完毕。
4) 网络测试小组
小组人员应进行相关拨测验证工作。
5) 信息接口小组
及时上报故障影响、处理过程和拨测情况。
(2) 拨打测试验证
根据定义不同类型的故障, 对需要拨测的项目进行拨测。
故障处理中分公司进行的拨测结果能够及时呈现、上报。
拨测情况能够反映到故障场景中, 自动拨测情况也能体现其中。
(3) 故障总结
固化故障总结模板, 详细分析故障影响。
3 运行效果
(1) 提高故障影响的显性化
结合资源数据库呈现故障网元的拓扑及影响范围, 自动分析故障对用户的影响程度, 根据故障处理过程实时更新影响。
(2) 专家协同会诊, 提高故障的处理效率
充分发挥维护人员、技术支援专家和厂家的力量, 联合进行故障会诊, 提高故障处理效率。
(3) 提高故障的智能诊断水平
系统对故障设备的指标、告警、资源等数据进行智能分析, 诊断故障原因。
(4) 提高故障的决策判断