浅谈变电站测控装置同期功能的调试应用
220KV线路开关自动同期装置的应用
220KV线路开关自动同期装置的应用作者：崔玉辉来源：《华中电力》2013年第09期摘要：我厂处于蒙西电网末端，电网稳定性差。
220KV变电站与电网解列，为实现快速并网，决定采用开关251或252同期并网方式。
原251或252开关同期不具备调节机组功能，故增加自动准同期装置，以实现孤网运行时快速并网。
关键词：线路开关同期装置孤网试验一、系统介绍我厂220kV变电站为双母线接线方式，通过212母联开关联络运行，两条220kV线路分别通过滦河站、元上都站与蒙西电网相连，三台发电机分别经三台主变与系统相连，站内有两台启动/备用变压器，一台#3高厂变，两台降压变给化工区供电。
二、背景我厂处于蒙西电网末端， 220KV双回线唐滦251、唐都252分别接入滦河和元上都变电站，但滦河站也接入元上都变电站，且元上都-明安图-兴广为单回线，灰元线断开状态，电网稳定性差。
我厂曾与电网解列，发电机孤网运行，母联或线路测控装置不能实现并网，为实现快速并网，经研究决定采用251或252同期并网方式实现，原251或252开关同期不具备调节机组功能，故增加自动准同期装置。
三、方案增加微机自动准同期装置和同期装置选线器，选择251、252线路为并列点；待并侧电压选取切换后母线电压，系统侧电压选取251或252线路电压；同期装置根据母线、线路电压自动调节发电机电压和转速，达到同期目的（手动选择需调节发电机），利用机组、线路停运检修安装、接线、调试。
四、试验4.1 假同期1）断开251、252开关2）断开2511、2512、2516、2521、2522、2526刀闸；3）线路保护投入4）变电站与电网解列，机组自带厂用孤网运行。
5）检查同期屏选线器在并列点1（251开关）；6）在251线路测控屏将2511刀闸位置接点（81D1、81D3）短接；7）检查线路同期屏C751、C720电压幅值正常，并核相（1R：1-1R3、1R：5-1R：7），压差应为零；8）检查线路同期屏1TK、2TK、3TK把手位置（与机组运行状态一致）；9）合上选线器电源，选线器上电后自动进行自检，处于待命状态。
同期屏调试方法及操作流程
同期屏调试方法及操作流程同期系统是一个电站发电并网的关键点，所以同期系统的正确性及合闸成功率直接关系到电站的经济效益，下面简述同期屏调试内容及方法。
我们常用的自动同期装置一般有单点同期装置和多点同期装置，所以此组合而成的同期屏有单点同期屏和多点同期屏，其区别只是并列点的多少，工作原理却相同，所以其调试方法是一样的。
同期屏中元器件：电压表、频率表、同步表、同步检查继电器、中间继电器（包括增/减速继电器、增/减压继电器、选点继电器、合闸出口继电器）、自动准同期装置、同期点选择开关、合闸开关、同期方式选择开关。
调试时主要是对以上元器件及其回路进行测试。
1．测试仪（需具备同时输出两相电压的功能且其频率和相位可改变）2．检验测试仪输出电压的准确性3．熟悉设计图纸，了解本合同同期设计工作原理5．能有一个，以防止同时选上多个同期回路。
二、单元件测试1．各种开关及其节点检查目的：此项主要检查开关节点情况以及部分同期回路是否和设计要求一致，检查同期点选择的唯一性及同期点通道的正确性方法：按照设计图纸原理依次操作各种开关同时检查其节点闭合情况，并核对是否和设计要求一致。
依次检查顺序：同期方式选择开关、同期点选择开关、合闸开关。
在操作开关的同时其相应中间继电器会同时动作，所以此项检查可以结合第5项（中间继电器检验）测试同时进行。
例如在检查第一个同期点时要保证第一个同期回路的电压回路接通同时其他回路的电压回路不通。
2．电压表及频率表目的：此项主要检查表计测量准确性。
方法：按照设计原理图选择各个开关使电压表、频率表回路接通，从端子牌施加不同电压并改变其频率，观察表计显示值，建议至少施加两组不同数据，通过计算测量误差来判断测试结果是否合格（计算误差在表测量误差等级以内为合格，频率表误差等级为0.1，电压表误差等级为0.5）。
分别将数据记录在表1.1、1.2中。
注：1．对于有隔离变、转角变的同期点其电压应施加于隔离变一次侧，以便检验隔离变、转角变的正确性。
保护测控装置调试报告
保护测控装置调试报告保护测控装置是一种用于保护电力系统设备的重要装置，它能够对电力系统进行实时监测和故障判断，并在发生故障时进行快速保护动作，保证电力系统的安全运行。
为了确保测控装置能够正常工作，需要进行调试工作，本报告将详细介绍保护测控装置调试的相关内容。
首先，保护测控装置调试工作的目的是确保装置能够正确地对电力系统进行监测和故障判断，并能够在故障发生时进行快速保护动作。
为了达到这个目的，首先需要对装置的硬件进行调试。
这包括检查和校准装置的传感器和执行器，确保其工作正常。
同时，还需要检查和校准装置的连接线路和通信接口，保证传感器和执行器与装置之间的信号传递和通信正常。
其次，对于装置的软件进行调试同样非常重要。
在调试过程中，需要确保装置的软件版本正确，并且软件的参数设置合理。
对于复杂的保护装置来说，可能存在大量的参数需要设置，包括故障判断的阈值、故障判断的逻辑等等。
这些参数的设置需要根据具体的电力系统的特点来确定，并在调试工作中进行验证。
同时，还需要对装置的逻辑程序进行测试和验证，确保装置能够根据预定的逻辑进行判断和动作。
调试过程中需要采用适当的测试手段和设备。
对于传感器进行校准时，可以采用专门的校准器进行验证。
对于通信接口的测试可以使用信号发生器和示波器等设备来进行。
对于装置的逻辑程序的测试可以采用虚拟电力系统进行仿真实验，或者通过对实际电力系统的试验进行验证。
在调试过程中需要注意安全问题。
电力系统是一种高压高电流的工程，存在较大的危险性。
因此，在进行调试工作时需要严格遵守安全操作规程，佩戴好个人防护装备，确保人身安全。
同时，在调试过程中需要对装置的动作设置进行谨慎操作，避免对电力系统造成不必要的干扰和损害。
调试完成后，需要进行调试结果的记录和汇总。
调试报告应该包括对装置的硬件和软件进行的调试工作的详细描述，包括调试的时间、地点、内容、结果以及存在的问题和解决方案等。
调试报告还应该包括对装置的最终性能进行的评估和检验结果，以及对装置的改进和优化建议。
综合自动化变电站RTU装置调试
浅析综合自动化变电站RTU装置的调试摘要变电站rtu装置调试是装置运行前重要的一项技术把关工作，分析了变电站rtu装置调试的主要内容、调试中存在的危险点及相应的安全控制措施，有助于变电站自动化系统的安全稳定运行。
关键词综合自动化变电站 rtu装置调试1变电站rtu装置调试准备工作（1）组建调试小组，根据本次工作的项目，组织调试人员学习作业指导书，使全体作业人员熟悉作业内容、进度要求、作业标准、安全注意事项。
要求所有工作人员都明确本次检验工作的作业内容、进度要求、作业标准及安全注意事项。
（2）准备好施工所需仪器仪表、工器具、材料、资料，本次需要改进的项目及相关技术资料，查看运行、消缺纪录。
其中，仪器仪表、工具应试验合格，满足本次工作的要求，材料应齐全，图纸及资料应符合现场实际情况。
（3）填写第二种工作票或其他措施票。
工作票应填写正确，并按《电业安全工作规程》（发电厂与变电站部分）执行。
2变电站rtu装置调试的内容（1）装置基本运行工况检查。
装置基本运行工况检查包括运行灯、装置的小开关及按钮、元器件的焊接是否良好、各功能模块之间的连线、屏蔽接地检查；在调试中，应避免交、直流电源回路短路、接地。
因此，应指定专人监护，正确使用劳保用品，明确工作任务及范围，指明带电位置。
（2）装置清扫。
在清扫装置的过程中，应避免误碰遥信传动开关，造成遥信误动，同时要避免装置意外停机或故障。
（3）交直流电源、ups、装置工作电源、遥信电源检查。
主要包括交直流输入、ups电源、直流输出、电源避雷器及设备和机柜风扇检查。
在检查过程中，要避免交、直流人身触电；交、直流电源回路短路或接地。
因此，应指定专人监护；正确使用劳保用品；明确工作任务及范围，正确使用表计及量程。
（4）通道检查及电平测试。
在测试过程中，要防止远动通道意外中断，防止检查时松脱电缆和数据线，防止测试时松脱通讯通道连接。
（5）装置入口二次回路检查。
要避免电压回路短路或接地；电流回路开路。
变电站继电保护装置调试
变电站继电保护装置调试随着电力系统的不断发展，变电站及电力系统的继电保护装置得到了越来越广泛的应用。
继电保护装置在电力系统中起到类似于安全阀的作用，一旦发生电力系统异常，保护装置可以及时检测到并采取保护措施，避免电力系统发生事故，确保了电力系统的稳定运行。
因此，继电保护装置的准确、可靠、快速的运行是电力系统正常运行不可或缺的重要环节。
本文将以一个1000kV变电站为例，介绍其继电保护装置的调试过程。
一、前期准备在开始调试之前，需要做好前期准备工作，包括：1、确定调试方案：根据继电保护装置的类型、数量及其作用范围，制定调试方案。
通常采用逐级调试，即从高压侧至低压侧逐个调试，同时也考虑到装置间的配合。
2、准备调试设备：按照调试方案，准备好需要使用的调试设备，如：合成电流源、合成电压源、CT/PT 校验装置、时序仪等。
3、明确调试步骤：按照调试方案，明确调试步骤和过程，编制调试表格和记录表格。
二、具体调试过程1、重新校准 CT/PT：将 CT/PT 接线接好，并使用校验装置进行 CT/PT 的校验。
校验的过程中，检查 CT/PT 的二次线圈接线是否正确，以及 CT/PT 是否存在短路、开路、断线等现象。
2、校验继电保护装置：将继电保护装置接线接好，并使用合成电流源和合成电压源进行调试。
在调试的过程中，需要检查继电保护装置的所有参数是否符合要求，包括电气量的合理性、实际值与设置值的误差等。
3、测试继电保护装置的保护动作：在即时模拟损坏后，使保护装置动作，检测保护措施是否正确并记录数据和结果。
4、检查继电保护装置操作性能：检查继电保护装置的操作性能，如：操作面板的灵敏度、系统响应速度、寿命等。
5、记录调试过程：在调试过程中，需要记录调试结果和数据，包括保护装置的调试数据、现场观察的情况、操作面板的灵敏度、系统响应速度以及保护装置的动作数据等。
三、调试后工作在调试结束后，应对调试结果进行分析和评估，对于调试出的问题及时处理，并对继电保护装置进行备案。
变电站同期装置的正确运行
变电站的线路同期的自动重合闸直接关系到系 统运行的安全 , 对于多年来传统的同期方式应进行 大的改革 , 应引入具有精确及快速运算功能的微机
目前在湖南省一些电厂和变电站已经采用了能自动识别同频并网和差频并网的线路同期装置种装置设计为多条线路共用通过自动同期选线器在上位机的控制下自动进行同期点的切换而每个同期点具有独立的整定参数值其中包括允许功角如深圳某公司生产的sid2ct2id2ht同期装置可同时用于12条8条线路与其配sid2x自动同期选线装置可实现在同期点上位机控制下的自动切换这些装置还赋予了重合闸的功能
正是由于忽略了同频并网的操作形式 , 导致生 产厂家和运行单位没有研制和生产既能差频并网又 能同频并网的自动同期装置 ,进而导致 100% 的变电 站不能实现输电线路的自动同期 (不是自动并列 ) , 以及双端电源的自动重合闸屡屡失效。 例如: 2000 年 4月 10日 220 kV 巴陵变操作 6025刀闸 , 因与华 能岳阳电厂电源差频或同频并列而导致了谐振过电 压发生 , 引发母线避雷器爆炸 ; 又如洛王变 220 kV、 新市变 220 kV 多次发生下一级或相邻线路并列时 造成母线差动保护误动而根本查不出原因的情况。
通过前述分析知道 , 差频并网与同频并网的主 要区别是差频并网时存在频率滑差 , 而同频并网不 存在 , 因此可以利用在同期装置中加入频率滑差继 电器来判断在同期点并网操作时属于差频并网还是 同频并网。 对于差频并网 , 可以在同期合闸回路中 串接 1个定值较小 ( 20～ 40°) 的 T JJ继电器接点 , 而 在同频并网时 , 则串入 1个定值相对较大 (可参考允 许功角 W整定 ) 的 T JJ接点。从而使装置能自动适应 2种不同的并网方式 , 提高并网成功率。
变电站继电保护装置调试方法
变电站继电保护装置调试方法变电站继电保护装置是变电站的重要设备，它的正常运行对于保障电力系统的稳定运行和安全运行具有重要意义。
因此，对于继电保护装置的调试工作必须非常认真和仔细。
下面将从调试前准备、调试过程和调试后工作三个方面来详细介绍变电站继电保护装置的调试方法。
一、调试前准备1.熟悉图纸和技术资料：调试人员首先要仔细研究继电保护装置的设计图纸和技术资料，了解继电保护装置的组成结构、工作原理以及安装与接线要求等。
2.了解继电保护装置的功能要求：调试人员要清楚继电保护装置的功能要求，包括故障指示、故障定位、故障切除和保护动作等。
3.核对接线图和接线柜的连接：在调试前，调试人员需要核对继电保护装置的接线图与接线柜的实际连接情况，确保接线正确无误。
4.准备必要的工具和设备：调试工作需要一些工具和设备，如交流电压源、直流电源、阻抗标定装置、示波器、多用表等，调试人员应提前准备好这些工具和设备。
二、调试过程1.进行设备开机检查：首先要检查继电保护装置的供电情况，确保供电正常。
然后进行电缆与插头的接触比较良好，无接触不良的情况。
2.进行保护装置的标定：调试人员可以通过电压源和电流源等设备对继电保护装置进行标定。
标定的目的是校准继电保护装置的动作值和延时值，确保其具有准确的保护和动作能力。
3.进行故障模拟：调试人员可以使用故障模拟装置模拟各种故障，然后观察继电保护装置的动作情况。
通过故障模拟，可以检验继电保护装置的故障指示和切除能力。
4.进行继电保护装置的测试：调试人员可以通过对继电保护装置的线路电压和电流进行测试，来检验继电保护装置的保护动作和切除功能。
5.检验故障指示器的灵敏度和准确性：调试人员可以使用标准电压或电流源对故障指示器进行测试，来检验其灵敏度和准确性。
三、调试后工作1.记录调试结果：在调试过程中，调试人员应详细记录调试的过程和结果。
包括调试的日期、时间、测试的参数、测试的结果等。
这样有助于日后的维护和操作。
变电站电气系统调试方案三篇
《变电站电气系统调试方案》一、项目背景随着电力需求的不断增长，为了确保电力系统的稳定运行，提高供电质量，新建的变电站需要进行全面的电气系统调试。
本变电站采用了先进的电气设备和技术，旨在为周边地区提供可靠的电力供应。
本次调试的主要任务是对变电站的一次设备、二次设备进行全面的测试和调整，确保其性能符合设计要求和国家相关标准。
二、施工步骤1. 一次设备调试- 变压器调试- 测量绕组直流电阻：使用直流电阻测试仪，分别测量变压器高、低压绕组的直流电阻，判断绕组是否存在短路、断路等故障。
- 绕组绝缘电阻及吸收比测量：使用绝缘电阻测试仪，测量变压器绕组的绝缘电阻和吸收比，检查绕组的绝缘性能。
- 变压器变比测量：采用变比测试仪，测量变压器的变比，确保其与设计值相符。
- 变压器极性及组别试验：通过试验确定变压器的极性和组别，保证变压器的正确连接。
- 变压器空载试验：在变压器空载状态下，测量其空载电流、空载损耗，检查变压器的铁芯质量。
- 变压器负载试验：接入负载，测量变压器的负载电流、负载损耗，验证变压器的负载能力。
- 高压开关柜调试- 机械特性试验：检查开关柜的断路器、隔离开关等操作机构的机械性能，包括分合闸时间、同期性、行程等。
- 绝缘电阻测量：使用绝缘电阻测试仪，测量开关柜的绝缘电阻，确保其绝缘性能良好。
- 交流耐压试验：对开关柜进行交流耐压试验，检验其绝缘强度。
- 保护装置校验：对开关柜的保护装置进行校验，确保其动作准确可靠。
- 电力电缆调试- 绝缘电阻测量：使用绝缘电阻测试仪，测量电力电缆的绝缘电阻，判断电缆是否存在绝缘故障。
- 直流耐压试验及泄漏电流测量：对电力电缆进行直流耐压试验，并测量泄漏电流，检查电缆的绝缘强度。
- 相位核对：通过相位表核对电缆两端的相位，确保电缆连接正确。
2. 二次设备调试- 继电保护装置调试- 保护定值校验：根据设计定值，对继电保护装置的各项保护定值进行校验，确保其准确可靠。
- 保护动作逻辑测试：模拟各种故障情况，测试继电保护装置的动作逻辑，验证其保护功能。
- 1、下载文档前请自行甄别文档内容的完整性，平台不提供额外的编辑、内容补充、找答案等附加服务。
- 2、"仅部分预览"的文档,不可在线预览部分如存在完整性等问题,可反馈申请退款(可完整预览的文档不适用该条件!)。
- 3、如文档侵犯您的权益，请联系客服反馈,我们会尽快为您处理(人工客服工作时间：9:00-18:30)。
浅谈变电站测控装置同期功能的调试应用
摘要：随着对服务质量要求的不断提高，供电企业越来越重视电力系统的安
全稳定性。同期合闸操作是变电站的重要操作，关系到系统的安全与稳定运行。
作者结合工作实践阐述了对同期合闸的一些认识，常见的同期方式原理及一般变
电站不能实现同期合闸功能的测控装置改造方案、功能调试方法、调试过程中的
注意事项及未来发展趋势。以供参考！
关键词：变电站；测控装置；同期功能；发展趋势
0、引言
随着我国经济的快速发展，电网改造加大，电力系统网络越来越复杂化，
变电站在并网的过程中，一般要求断路器经同期合闸。所谓同期，是指电力系统
中将两个系统并网的操作。理想的同期条件为两侧频率相等、电压幅值相等、相
角差为零。同期合闸操作是解决电网系统中分开运行的线路断路器正确投入的重
要保障，它可以实现电网并网、系统并列运行，提高系统的稳定与可靠运行。
1、测控装置非同期合闸事故引出的问题
同期操作是变电站重要的操作。如果发生非同期合闸，由于合闸冲击电
流很大，巨大的冲击电流将对系统、变压器、发电机造成严重冲击，严重扰乱整
个系统运行甚至造成整个电力系统崩溃。2009年7月20日云南玉溪110kV南恩
变电站小系统和主网非同期合闸，导致小系统崩溃，110kV南恩变电站全站失压
事故，影响重大。
2、测控装置同期合闸方式分析
目前变电站测控装置经常用到的同期合闸方式一般为准同期、检同期和
检无压方式。
（1）准同期方式。并网两侧的电气条件在完全满足电压、频率、相序、
相位都相同时才能进行的合闸操作，叫准同期。（2）检同期方式。在合开关之前，
先检测开关两端（线路侧和母线侧）是否满足同期条件（即电压、相位、频率都
相同）时，再合开关。（3）检无压方式。在合开关前，先检测开关线路是否有电
压，确定无电压后，再合开关。不过以上3点是理想化的同期判定条件，而电网
运行时电压、频率、相角不可能达到完全相同，所以在实际运用时只要能满足测
控装置内的同期定值即可。
3、测控装置不能实现同期功能测控装置的改造方案
经过对清远电网110kV及以上测控装置同期功能的统计，清远供电局一
些变电站测控装置不能实现同期功能，主要是以下3种情况：测控装置本身无同
期功能；测控装置具有同期功能，但未接入同期电压；无同期把手、硬压板。本
身不具有同期功能的测控装置，只能要求厂家对装置进行升级或更换设备。而对
后2种的情况，则设计了相应改造方案，以满足测控装置实现同期合闸的要求。
以国电南瑞科技NSD500系列测控装置为例。某变电站220kV#1主变测
控装置未接同期电压线、无同期把手或同期硬压板、后台机遥控断路器无同期合
闸选项。整改方案如下：根据主变同期原理，主变高压侧电压为母线电压，中压
侧为抽取侧电压。将#1主变高压侧三相母线电压引入同期电压即可。
由于#1主变测控装置无同期把手或同期硬压板，在备用压板中找出一块
作为同期硬压板，完善压板接入即可（按220kV测控装置压板接入原理进行接
入）。而针对后台机不具备同期遥控功能的问题，则打开后台机数据库，将节点
类型选择为“测控”，将要进行同期操作的开关在开关表中“存在同期操作”选上，
保存。此时，后台进行遥控操作，即有同期操作菜单。其他厂家的测控装置改造
原理与此类似。
4、测控装置同期功能的调试方法及注意事项
4.1同期功能的调试方法
电压异常闭锁:当测控装置输入Ua或Usa小于额定值的80%或大于额定
值的120%时，应闭锁同期合闸。
频差闭锁：假定某测控装置同期定值中频差闭锁值为0.2Hz，检验频差
闭锁值的方式如下：以母线侧频率为基准（线路侧电压和角度符合同期条件），
在调试仪器中设母线侧频率为50Hz，线路侧频率为49.7Hz，则频率差值为0.3Hz,
同期合闸不成功。我们不断增大线路侧频率，减少频率差值，直到断路器经同期
合闸成功，便得到频差闭锁值。同理，同期角差、压差闭锁值的校验方法与上面
相同。值得一提的是，像南瑞继保RCS-9705C型测控装置，无压方式有7种之
多，如果每次都带开关试验，将造成开关频繁分合，对开关造成损害，可以通过
测量出口压板电压的方法来判断是否有合闸出口。
4.2注意事项
由于目前测控装置的生产厂家较多，那么在同期功能调试的过程中，可
能因为忽略一些小细节，而导致同期调试的失败。（1）注意线路PT的安装相别。
测控装置中，一般只用一相线路电压与母线电压进行比较，而在110kV线路中
只安装单相PT，所以调试前必须去现场核查PT的安装相别，否则有可能由于测
控装置内设置用于比较的相电压与实际PT安装相不符而导致同期功能无法实
现。（2）注意线路抽取侧电压选择的区别。一般线路二次侧抽取电压有57.7 V
和100 V两种。若同期控制字中定义抽取电压为57.7V，则在压差闭锁试验中，
可直接用母线电压与线路抽取电压幅值的差来计算同期压差闭锁值。若同期控制
字中定义抽取侧电压为100 V，则需先将母线电压转化为100 V，再通过计算母
线与线路电压的幅值差来验证压差闭锁值。（3）注意同期控制字或同期定值的设
置。不同厂家的测控装置中同期控制字或同期定值的设置方法不同，最容易被忽
视的是TA、TV断线判别投入的问题。若TA、TV断线判别投入，则在做同期
实验时，一定要加上所有的母线电压值、线路电流值，否则TA断线或TV断线
报警，同期合闸不出口；反之，TA断线、TV断线判别退出，则同期合闸只需要
满足相应的合闸条件即可。（4）同期定值更改时的注意事项。南瑞继保RCS9700
系列测控装置，在更改同期定值后，需将装置进行复归操作，否则同期定值更改
无效。国电南瑞科技NSD263系列测控装置，在更改同期定值前需要将装置面板
上的设置按钮拔到允许位置（更改后恢复到禁止），否则同期定值不能进行更改。
（5）注意同期合闸时遥控的选择方式。南国续保RCS9700系统测控装置，在监
控后台进行遥控合闸时，有“一般遥控、检同期、检无压、”3种选择方式。若选
择一般遥控则合闸不经同期出口。北京四方CSL-200E系列测控装置，后台遥控
合闸是不经同期出口的。若要进行同期合闸，在测控装置投入同期软压板的前提
下，必须在就地kk把手上进行手合操作，才经同期出口。（6）同期合闸遥控时
的注意事项。国电南自PSR662系列测控装置，当接收到断路器非同期合闸命令
时，遥控板（DO）发出OUT8出口命令后合闸。同期合闸时，遥控板先发出OUT8
出口命令，综合管理机驱使交流模块（AC-2）启动同期逻辑判别，满足同期合
闸要求则OUT1出口；但交流采集板无信号电源供给，不能发出OUT1出口命
令，这时需要投入“遥控出口压板”提供信号电源给交流集板，方可发出合闸命令。
而国电南瑞NSD263系列测控装置，同期功能逻辑别是在CPU板上进行的。
5、同期装置的未来发展趋势
5.1应具备实时测量合环点的功角值
在进行合环操作前必须确认因合环操作造成的潮流再分配，不致使新投
入的原件（线路、变压器等）因保护启动或失步而再跳闸。所以装置应能实时测
量开环点的功角（正在运行的另半环的功角），该功角值确定了合环后新投入原
件的潮流大小。
5.2应具备允许功角整定的元件
测量合环点功角的目的是通过实测值与允许值比较，确定是否可以执行
合环操作。因此，需要设置允许功角整定的元件，确定是开放还是闭锁合闸回路。
这里应该特别强调的是当整定元件闭锁了合闸回路时，既不应该放弃合闸操作机
会，也不允许强行手动合闸。在运行方式较复杂，且一个允许功角定值不够时，
应具备遥控改变定值的可能。
5.3应具备向上级调度发送同期闭锁条件、合闸方式等遥信信号功能
当合环点实测功角大于允许功角定值时，合闸回路将被闭锁，此时应立即向
调度发出合环操作不具备条件的遥信信号，例如“合环点压差越限”、“合环点测
量功角越限”、“检同期合闸失败”等，以便调度员及时实施潮流调配，创造合闸
条件，一旦当条件满足，立即实行自动合闸。
若上述3点功能得以应用，不仅大大提高了同期合闸的可靠性，还可以
对目前正在研究开发的“调度防误操作系统”中的部分功能提供理论和实际的支
持。