500 kV双龙变电所是浙江省电压等级最高的枢纽变之一，现有2台容量为750 MVA的主变，三回500 kV出线和10回220 kV出线。并已与福建电网联网。
500 kV双龙变电所是我国已投运的首座取消常规控制，完全采用计算机操作的变电所。具有信息采集齐全，响应速度快，人机界面友好；可靠的安全防误闭锁系统；软件实现的自动电压无功控制（AVQC）功能等特点，已经安全运行了将近4年时间，系统运行稳定、可靠，各项功能达到了设计指标，满足运行要求。1号主变投产后发现主变及35kV设备小室主单元有频繁复位现象，现对控制系统概况及频繁复位原因作一介绍。
1 系统结构组成
500 kV双龙变变电站控制系统采用分层分布分散式结构，并按电气单元配置。总体可分为变电站层和间隔层两大部分。
变电站层系统由双主机、双人机工作站、主备通信机、保护管理机和规约转换器通过双光纤以太网互联组成。人机工作站将实时信息在双CRT上显示出来，并通过RS－232串行通信口将有关实时信息传送到模拟屏上进行直观的显示，便于运行人员观察；同时提供人机界面供运行人员进行各种操作。系统采用UNIX操作系统、X－Windows、Motif用户界面及TCP／IP通信协议。
保护管理机和规约转换器及以下设备安装在就地的继电保护小室内。500 kV和220 kV系统的主单元除与本小室的规约转换器直接电缆联结以外，还通过光缆与同电压等级的另一小室的规约转换器联结，实现规约转换器的互为备用，增加系统的可靠性。各小室的主单元将本小室的信息汇总，经规约转换器实时地将信息上网，实现信息共享。220kV线路的LFP901、LFP902微机型线路保护及500kV线路的DLP、DFP、DLM微机型保护通过各自的保护管理机将信息上网。主机将信息汇总后进行处理，实现所要求的功能。
主备通信机将变电站内的有关信息实时传送至华东总调、浙江省调和金华区调，使各级调度均能掌握500 kV双龙变的运行情况。
500 kV和220 kV的间隔层设备安装在就地的继电保护小室内由6 MB监测控制系统、7 VK同期装置和8 TK电气联锁系统组成。
6MB551测控装置是每个间隔层小室的主单元，通过光纤星型网络与各个6MB522 I／O单元通信。同时采用西门子公司的8FW规约与规约转换器通信，并通过卫星对时系统GPS实现主单元对时功能。
7VK作为检同期装置使用，完全按开关配置。具有各种检同期方式，整定方便灵活。
8TK是组成开关、隔离刀闸以及地刀的电气操作安全防误闭锁系统的重要组成部分。8TK1为电
气单元操作控制联锁装置，每台最多能采集14台设备的状态，8TK1本身能完成本间隔的联锁逻辑判断并实现设备控制，8TK2为电气操作联锁系统的主单元，亦可采集14台设备的状态，并实现控制，一般作为母线设备的状态采集和控制。一旦控制涉及到的设备状态由其余8TK采集时，8TK2通过双屏蔽四芯电缆与有关8TK1及其余8TK2通信，收集相关设备运行状态，按规定的联锁逻辑进行全站的联锁逻辑判断并将判断结果返回到正在进行操作的8TK1或8TK2。
主变及35 kV设备小室自动化设备安装在主控楼35 kV保护小室内，主要配置有1套主单元6MB551和12套I／O单元6MB522，其中主单元的配置是：FP模件，SK模块，BA模件，BF模件各1块，AR模件5块，DE模件6块，RK模件2块。主变及35 kV设备小室自动化框图如图1所示。
有关断路器、隔离刀闸、接地刀闸的状态直接用双位置接点送入相关的I／O单元，它们的操作控制由I／O单元直接输出接点实现。主变的分接头调整由I／O单元实现。所用变未配置相应的I／O单元，其接点信号直接接入主单元DE模件，所用变的分接头调整也由主单元BA模件实现。
电容器、电抗器、主变35 kV侧的功率、电流等模拟量由6MB522I／O单元采集；主变温度、所用变电压等模拟量经变送器变换后接入主单元的AR模件；电度脉冲量由脉冲电度表输出至主单元的DE模件。
AR模件采集的模拟量经过阀值处理、零偏抑制等处理后通过SINAUTLSASYSTEMBUS传给FP模件，模拟量的传输分为越阀值自发传输和FP模件扫描传输两种；公用设备开关量、电度脉冲量由DE模件采集后分别经状态比较、计数等处理通过SINAUTLSASYSTEMBUS传给FP模件；所用变的分接头调整命令亦通过SINAUTLSASYSTEM BUS由FP模件下达给BA模块。各I／O单元利用串口通信方式与单元的SK模件相连，主单元与SK模件交换信息的方法是通过SINAUTLSASYSTEMBUS直接读写SK模件上的双口RAM，由此实现各I／O单元与FP模件间信息交换。
2 主变及35 kV设备主单元频繁复位原因分析处理
主变及35 kV设备在投入运行时一段时间中，值班人员发现经常出现直流越限告警等信号，继而发现由该主单元采集的模拟量均为“0”。
仔细检查自动化设备的运行情况后发现：在自动化设备运行过程中，各AR模件的“H4”灯经常长时间的点亮，有别于正常的“闪烁”状态，设备上的其余指示灯均正常，运行一段时间后主单元复位。
通过更换AR、DE、BA、BF、SK、RK、SV、FP等模件进行检查与试验，确认各功能模件均未损坏。重新安装系统程序和参数化文件后，复位现象依旧存在。AR模件的“H4”指示灯标志着AR模件模拟量越阀值自发传输持续时间较长，利用LSADIAG诊断软件观察分析后，发现2号AR模件的环型缓冲区（RINGBUFFER）有频繁溢出现象，其它AR模件也有同样现象发生。
1号主变投产前，主变及35 kV设备小室自动化设备担负着1台主变、两组电容器、两组电抗器及2台所用变模拟量、开关量、脉冲量的采集和相关设备的控制操作；模拟量的阀值设置为0．1％；信息传输的优先级顺序是：
（1）开关量变位信息。
（2）5 min一次的脉冲量信息。
（3）10 min一次的全遥测、全遥信信息。
（4）模拟量信息。
（5）事件顺序记录。
（6）15 min一次的就地监视信息（该信息通过RS232口可接入计算机以作调试用）。
（7）有关设备控制操作的信息插入传输。
1号主变投产后，主变及35 kV设备小室自动化设备担负着2台主变、4组电容器、4组电抗器及3台所用变的模拟量、开关量、脉冲量采集和相关设备的控制操作；信息传输的优先级顺序和阀值均不变。
比较1号主变投产前后，自动化系统所采集的信息量增加一倍多，尤其是模拟量增加更多；模拟量变化频繁，再加上模拟量阀值过小及信息传输的优先级顺序不合理，数据交换过于频繁，使系统总线数据传输负荷较大；导致信息传输异常，AR模件环型缓冲区（RINGBUFFER）频繁溢出，自动化系统主单元经常复位。针对以上分析，着手从3方面来减轻数据交换的负荷，确保模拟量信息能正常有序传输。
(1)自动化系统模拟量测精度指标为1.5%，而原模拟量的阀值为0.1%，精度高增加模拟量越阀值自传输信息，加重了通讯负荷。为此提高AR模件所定义的模拟量的阀值，由原来的0．1％改成0．5％，大大减少AR模件与FP模件间的模拟量自发数据传输；同时减少FP模件送往规约转换器的信息流量，从而减少通讯负荷。
（2）删除与自动化系统正常运行无关的15 min一次的就地监视信息，降低自动化系统的运行负荷，充分利用系统资源。
（3）在设备控制操作的信息插入传输的基础上，合理调整其余信息传输的优先级顺序，将信息传输优先级设置为：
1）开关量变位信息；
2）模拟量信息；
3）5 min一次的脉冲量信息；
4）10 min一次的全遥测、全遥信信息；
5）事件顺序记录。
采取上述措施处理后，至今未发生过复位现象，各项技术指标均符合要求，主变及35 kV设备小室自动化设备运行正常。
3 结束语
本文分析了500 kV双龙变主变及35 kV设备主单元频繁复位现象发生的原因、机理、解决方法。500 kV双龙变其余4个小室的自动化设备也存在同样的问题，究其原因均为自动化系统的配置未充分考虑变电站远景建设下的信息规模，自动化信息的处理过程不当等所致。
考虑到变电站自动化建设，不管采用何种产品，均应充分考虑自动化系统的配置、变电站扩建时的信息接入、信息处理过程的合理性；同时，为充分利用自动化系统有限资源，可取消与自动化系统正常运行无关以及无益于电力系统安全经济稳定运行的功能。
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