第 1 章 绪 论
第１.１节 电力系统继电保护的作用
我企业电力系统的运行要求安全可靠、电能质量高、经济性好。但是，电力系统的组成元件数量多，结构各异，运行情况复杂，覆盖的地域辽阔。因此，受自然条件、设备及人为因素的影响，可能出现各种故障和不正常运行状态。故障中最常见，危害最大的是各种型式的短路。为此，还应设置以各级计算机为中心，用分层控制方式实施的安全监控系统，它能对包括正常运行在的各种运行状态实施控制。这样才能更进一步地确保电力系统的安全运行。
继电保护装置，就是指能反应电力系统中电气元件发生故障或不正常运行状态，并动作于断路器跳闸或发出信号的一种自动装置。它的基本任务是：
（1） 当电力系统中发生短路故障时，继电保护能自动地、迅速地和有选择性地动作，使断路器跳闸，将故障元件从电力系统中切除，以系统无故障的部分迅速恢复正常运行，并使故障的设备或线路免于继续遭受破坏。
（2）当电气设备出现不正常运行情况时，根据不正常运行情况的种类和设备运行维护条件，继电保护装置则发出信号，以便由值班人员及时处理，或由装置自动进行调整。
由此可见，继电保护在电力系统中的主要作用是通过预防事故或缩小事故围来提高系统运行的可靠性，最大限度地保证向用户安全供电。因此，继电保护是电力系统重要的组成部分，是保证电力系统安全可靠运行的不可缺少的技术措施。在现代的电力系统中，如果没有专门的继电保护装置，要想维持系统的正常运行是根本不可能的。
第１.２节 继电保护的基本特性
动作于跳闸的继电保护，在技术上一般应满足四个基本要求，即选择性、速动性、灵敏性和可靠性。 1. 2. 1 选择性
所谓继电保护装置动作的选择性就是指当电力系统中的设备或线路发生短路时，其继电保护仅将故障的设备或线路从电力系统中切除，当故障设备或线路的保护或断路器拒绝动作时，应由相邻设备或线路的保护秒年个鼓掌切除。
总之，要求继电保护装置有选择地动作，是提高电力系统供电可靠性的基本条件，保
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护装置无选择性的动作，又没有采取措施（如线路的自动重合闸）予以纠正，是不允许的。 1. 2. 2 速动性
所谓速动性就是指继电保护装置应能尽快地切除故障。对于反应短路故障的继电保护，要求快速动作的主要理由和必要性在于：
（1） 快速切除故障可以提高电力系统并列运行的稳定性。因此，快速切除故障是提高系统并列运行稳定性，防止系统事故的一项重要措施。
（4）快速切除故障可以防止故障的扩大，提高自动重合闸和备用电源或设备自动投入成功率。从上述理由可知，快速切除鼓掌，对提高电力系统运行的可靠性具有重大的意义。切除故障的时间是指从发生短路故障的时刻起到断路器跳闸电弧熄灭为止的时间，它等于继电保护装置的动作时间与断路器跳闸时间之和。所以，为了保证快速切除故障，除了加快保护装置的动作时间之外，还必须采用快速跳闸 断路器。 1. 2. 3 灵敏性
所谓继电保护装置的灵敏性是指电气设备或线路在被保护围发生短路故障或不正常运行情况时，保护装置的反映能力。 1. 2. 4 可靠性
所谓保护装置的可靠性是指在拨户围发生的故障该保护应该动作时，不应该由于它本身的缺陷而拒绝动作；而在不属于它动作的任何情况下，则应该可靠不动作。
要求继电保护装置有很高的可靠性是非常重要的。因为，博爱户装置的拒绝动作或误动作，都将给电力系统和用户带来严重的损失。所以，在设计、安装和维护继电保护装置时，必须满足可靠性的要求。
以上四个基本要设计、培植和维护继电保护的依据，又是分析评价继电保护的基础。这四个基本要求之间，是相互联系的，但往往由存在着矛盾。因此，在实际工作中，要根据电网的结构和用户的性质，辩证地进行统一。
参数计算需要用到标幺值或有名值，在实际的电力系统中，各元件的电抗表示方法不统一，基值也不一样。如发电机电抗，厂家给出的是以发电机额定容量Sn和额定电压Un为基值的标幺电抗Xd（%）；而输电线路电抗，通常是用有名值。
在标幺制中，单个物理量均用标幺值来表示，标幺值的定义如下： 标幺值=实际有名值（任意单位）/基准值（与有名值同单位）
可见，一个物理量的标幺值，就是其有名值与选定的同单位的基准值比值，也就是对
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基准值的倍数值。显然，同一个实际值，当所选的基准值不同是，其标幺值也不同。所以当诉说一个物理量的标幺值是，必须同时说明起基准值多大，否则仅有一个标幺值是没意义的。
使用标幺值,首先必须选定基准值.电力系统的各电气量基准值的选择,在符合电路基本关系的前提下,原则上可以任意选取。
系统各元件参数的计算是进行以后各种计算的基础，例如各种网络化简和短路零序电流的计算等等。
第2.2节
2．2．1 元件参数计算原则
系统元件参数的计算
参数计算需要用到标幺值或有名值，因此做下述简介。
在实际的电力系统中，各元件的电抗表示方法不统一，基值也不一样。如发电机电抗，厂家给出的是以发电机额定容量Sn和额定电压Un为基值的标幺电抗Xd（%）；而输电线路电抗，通常是用有名值。
在标幺制中，单个物理量均用标幺值来表示，标幺值的定义如下： 标幺值=实际有名值（任意单位）/基准值（与有名值同单位）
显然，同一个实际值，当所选的基准值不同是，其标幺值也不同。所以当诉说一个物理量的标幺值是，必须同时说明起基准值多大，否则仅有一个标幺值是没意义的。
当选定电压、电流、阻抗、和功率的基准值分别为UB、IB、ZB和SB时,相应的标幺值为
U×=U/UB （2-1） I×=I/ IB （2-2） Z×=Z/ZB （2-3） S×=S/SB （2-4）
使用标幺值,首先必须选定基准值.电力系统的各电气量基准值的选择,在符合电路基本关系的前提下,原则上可以任意选取。
四个物理量的基准值都要分别满足以上的公式。因此，四个基准值只能任选两个，其余两个则由上述关系式决定。至于先选定哪两个基准值，原则上没有限制；但习惯上多先选定
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UBＳB。这样电力系统主要涉及三相短路的IB ZB, 可得:
ＩＢ＝ＳＢ／√３UＢ （2-5） ＺＢ＝UＢ／√３ＩＢ＝U²B／ＳＢ （2-6）
UＢ和ＳＢ原则上选任何值都可以，但应根据计算的容及计算方便来选择。通常UB多
选为额定电压或平均额定电压。ＳB可选系统的或某发电机的总功率；有时也可取一整 数，如100、1000MVA等。 （3）标幺值的归算
① 精确的计算法，再标幺值归算中，不仅将各电压级参数归算到基本级，而且还需选取同样的基准值来计算标幺值。
1）将各电压级参数的有名值按有名制的精确计算法归算到基本级，再基本级选取统一的电压基值和功率基值。
2）各电压级参数的有名值不归算到基本值而是再基本级选取电压基值和功率基值后将电压基值向各被归算级归算，然后救灾各电压级用归算得到的基准电压和基准功率计算各元件的标幺值。
②近似计算：标幺值计算的近似归算也是用平均额定电行计算。标幺值的近似计算可以就在各电压级用选定的功率基准值和各平均额定电压作为电压基准来计算标幺值即可。
本网络采用近似计算法。选取基准值：SB=100MVA UB1=115 KV UB2=10.5 KV UB3=6.3 KV
计算结果为： （计算结果详细过程见《计算书》第1页） 2．2．2 元件参数一览表
电源： 参数计算表(2-1)
名称 额定容量 功率因数 COSΦ 0.8 0.8 0.8 0.28 0.15 Xd\" 正序电抗 标幺值 0.651 0.2 G 发电机A 发电机B 发电机C SB 43 MVA 75MVA 31.25MVA 有名值(Ω) 86.116 26.45 69.828 0.165 0.1526 变压器 参数计算表(2-2)
变变压器额定变比 短路电压百分比 绕组电抗标幺值 有名值（Ω） . 可修编-
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压器名称 T1 T2 T3 容量（MVA） Uk XT* XT 40 MVA 15 MVA 31.5 MVA 10.5 10.5 0.2625 0.7 0.333 1.05 0.525 34.716 92.575 44.083 138.863 10.5 10.5 10.5 T4 10 MVA T5 20 MVA
69.431 线路参数计算表(2-3)
线路名称 长度 正（负）序电阻 正（负）序电抗 有名值 （Ω） 0.0386 0.0386 0.0386 0.0771 12 12 12 24 标幺值 0.0907 0.0907 0.0907 0.1815 零序电阻 有名值 （Ω） 15.3 15.3 15.3 30.6 标幺值 0.1157 0.1157 0.1157 0.2314 零序电抗 有名值 （Ω） 42 42 标幺值 0.318 0.318 （KM） 有名值 标幺值 （Ω） L1 L2 L3 L4 30 30 30 60 5.1 5.1 5.1 10.2 42 0.318 132 0.9981 第3章 电流 电压互感器及变压器中性点的选择 第3.1节 输电线路电流 电压互感器的选择
3.1.1 输电线路 CT的选择 （1）CT的作用
①电流互感器将高压回路中的电流变换为低压回路中的小电流，并将高压回路与低 压回路隔离，使他们之间不存在电的直接关系。
②额定的情况下，电流互感器的二次侧电流取为5A，这样可使继电保护装置和其 它二次回路的设计制造标准化。
③电保护装置和其它二次回路设备工作于低电压和小电流，不仅使造价降低，维护 方便，而且也保证了运行人员的安全。
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1）电流互感器二次回路必须有一点接地，否则当一，二次击穿时，造成威胁人
身和设备的安全。
（2）CT的选择和配置
①型号：电流互感器的型号应根据作用环境条件与产品情况选择。
（1）PT的作用
①电压互感器的作用是将一次侧高电压成比例的变换为较低的电压，实现了二 次系统与一次系统的隔离，保证了工作人员的安全。
②电压互感器二次侧电压通常为100V,这样可以做到测量仪表及继电器的小型化 和标准化。
（2）PT的配置原则：
①型式：电压互感器的型式应根据使用条件选择，在需要检查与监视一次回路单 相接地时，应选用三相五柱式电压互感器或具有三绕组的单相互感器组。 ②一次电压的波动围：1.1Un>U1>0.9Un ③二次电压：100V
④准确等级：电压互感器应在哪一准确度等级下工作，需根据接入的测量仪表.继
电器与自动装置及设备对准确等级的要求来确定。
⑤二次负荷：S2≤Sn
（3） 输电线路上PT变比的选择
线路电均为110KV,故选用三相屋外的PT。由《发电厂电气部分课设参考资料》查 得变比为
22000031003100。可用三个单相的PT组合而成。
第3.2节 变压器中性点的选择
3.2.1 变压器中性点的选择原则
（1）电力系统的中性点是指：三相电力系统中星形连接的变压器或发电机中性点。 目前我国的电力系统采用中性点运行方式主要有三种，中性点不接地，经过消弧线圈和直接接地，前两种称不接地电流系统；后一种又称为大接地电流系统。
（2）如何选择发电机或变压器中性点的运行方式，是一种比较复杂的综合性的技 术经济问题，不论采用哪一种运行方式，都涉及到供电可靠性，过电压绝缘配合，继电保护和自动装置的正确动作，系统的布置，电讯及无线电干扰，接地故障时对生命的危险以及系统稳定等一系列问题。
（3）本课题所设计网络是110ＫＶ。
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电力网中性点的接地方式，决定了变压器中性点的接地方式。 主变压器的１１０ＫＶ侧采用中性点直接接地方式：
①凡是中低压有电源的升压站和降压站至少有一台变压器直接接地 ②终端变电所的变压器中性点一般接地。
③变压器中性点接地点的数量应使用电网短路点的综合零序电抗。
（4）所有普通变压器的中性点都应经隔离开关接地，以便于运行调度灵活，选择 接地点，当变压器中性点可能断开运行时，若该变压器中性点绝缘不按线电压设计，应在中性点装设避雷器的保护。
（5）选择接地点时应保证任何故障形式都不应使电网解列成为中性点不接地系 统，双母线界限有两台及以上变压器时，可考虑两台主变压器中性点接地。 根据上述原则本次设计的变压器中性点的接地方式为
表3—1
名称 变压器数 接地数目
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发电厂 4台 3 台 变电站 2 台 2 台 . - -
第4章 系统运行方式的选择
第4.1节
4.1.1 最大运行方式
计算短路电流时运行方式的确非常重要，因为它关系到所选的保护是否经济合理，简单可靠，以及是否能满足灵敏度要求等一系列问题保护的运行方式是以通过保护装置的短路电流大小来区分的。根据系统最大负荷的需要，电力系统中的发点设备都投入运行或大部分投入运行，以及选定的接地中性点全部接地的系统运行方式称为最大运行方式。它是指供电系统中的发电机，变压器，并联线路全投入的运行方式。系统在最大运行方式工作的时候，等值阻抗最小，短路电流最大，发电机容量最大。
4.1.2 最小运行方式
根据系统最小负荷投入与之相适应的发电设备且系统中性点只有少部分接地的运行方式称为最小运行方式，对继电保护来说是短路时通过保护的短路电流最小的运行方式。对通常都是根据最大运行方式来缺定保护的整定值，以保证选择性，在其它运行方式下也一定能保证选择性，灵敏度的校验应根据最小运行方式来运行。因为只要在最小运行方式下灵敏度一定能满足要求。它是指供电系统中的发电机，变压器，并联线路部分投入的运行方式。系统在最小运行方式工作的时候，应该满足等值阻抗最大，短路电流最小，发电机容量最小的条件。
第4.2节 系统运行方式的选择
系统最大最小运行方式的结果为：。（详细过程见《计算书》第15-25页）
最大运行方式 最小运行方式 最大运行方式 最小运行方式 最大运行方式 A厂运行，L4双回线运行 A厂运行，L4单线运行 A厂运行，L4双回线运行 A厂运行，L4单线运行 A厂停行，L4单线运行 DL1 DL2 DL3 . 可修编-
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（DL4） DL5 （DL6） 最小运行方式 最大运行方式 最小运行方式 A厂运行，L4双回线运行 A厂运行，L4单线运行 A厂停行，L4双回线运行 第 5 章 短路计算
第 5.1 节 短路的概述
短路是电力系统最常见的故障。所谓短路，是指一切不正常的相程与相或中性点接地系统中相与地之间的短路。 5.1.1 短路的后果
短路故障对电力系统的正常运行会带来严重后果，主要表现在如下几方面。 (1) 短路故障使短路点附近的某些支路中流过巨大的短路电流（大容量系统中可达数万或数十万安培），产生的电动力效应可能使电气设备变形或损坏。
(2) 巨大短路电流的热效应可能烧坏设备。
(3) 短路时短路点的电压比正常运行时低，如果是三相短路，则短路点的电压为零。这必然导致整个电网电压大幅度的下降，可能使部分用户的供电受到破坏，接在网络中的用电设备不能正常工作。如在用电设备中占有很大比重的异步电动机，其电磁转矩与电压的平方成正比，当电压下降幅度较大时，电动机将停止转动，在离短路点较远的电动机，因电压下降幅度较小而能继续运转，但它的转速将降低，导致产生废，次产品。此外，由于电压下降，转速降低，而电动机拖动的机械负载又未变化，电动机绕组将流过较大的电流，如果短路持续时间较长，电动机必然过热，使绝缘迅速老化，缩短电动机的寿命。 (4) 影响电力系统运行的稳定性
在由多个发电机组成的电力系统中发生短路时，由于电压大幅度下降，发电机输出的电磁功率急剧减少，如果由原动机供给的机械功率来不及调整，发电机就会加速而失去同步，使系统瓦解而造成大面积停电，这是短路造成的最严重，最危险的后果。
(5) 对通信干扰
第5.2节
5.2.1 短路计算的目的
短路计算的意义
短路故障对电力系统正常运行的影响很大，所造成的后果也十分严重，因此在系统的设计，设备选择以及系统运行中，都应着眼于防止短路故障的发生，以及在短路故障发
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生后要尽量限制所影响的围。短路的问题一直是电力技术的基本问题之一，无论从设计，制造，安装，运行和维护检修等各方面来说，都必须了解短路电流的产生和变化规律，掌握分析计算短路电流的方法。
针对本次设计，短路电流计算的主要目的是：继电保护的配置和整定。
系统中应配置哪些继电保护以及保护装置的参数整定，都必须对电力系统各种短路故障进行计算和分析，而且不仅要计算短路点的短路电流，还要计算短路电流在网络各支路中的分，并要作多种运行方式的短路计算。
电力工程中，计算短路电流的目的还很多，不可能一一列举，如确定中性点的接地方式，验算接地装置的接触电压和跨步电压，计算软导线的短路摇摆，计算输电线路分裂导线间隔棒所承受的向心压力等都需要计算短路电流。
综上所述，对电力系统短路故障进行计算和分析是十分重要的。无论是电力系统的设计，或是运行和管理，各环节都免不了对短路故障的分析和计算。但是，实际的电力系统是十分复杂的，突然短路的暂态过程更加复杂，要精确计算任意时刻的短路电流非常困难。然而实际工程中并不需要十分精确的计算结果，但却要求计算方法简捷，适用，其计算结果只要能满足工程允许误差即可。因此，工程中适用的短路计算，是采用在一定假设条件下的近似计算法， 这种近似计算法在电力工程中称为短路电流实用计算。 5.2.2 计算短路电流的基本程序
短路电流计算是电力系统基本计算之一，一般采用标幺制进行计算。对于已知电力系统结构和参数的网络，短路电流计算的主要步骤如下： （1）制定等值网络并计算各元件在统一基准值下的标幺值。
（2）网络简化。对复杂网络消去电源点与短路点以外的中间节点，把复杂网络简化为如下两种形式之一：
（3）一个等值电势和一个等值电抗的串联电路， （4）多个有源支路并联的多支星形电路，
（5） 考虑接在短路点附近的大型电动机对短路电流的影响。
（6）计算指定时刻短路点发生某种短路时的短路电流（含冲击电流和短路全电流有效值）。
（7） 计算网络各支路的短路电流和各母线的电压。
一般情况下三相短路是最严重的短路（某些情况下单相接地短路或两相接地短路电流可能大于三相短路电流）。因此，绝大多数情况是用三相短路电流来选择或校验电气设备。另外，三相短路是对称短路，它的分析和计算方法是不对称短路分析和计算的基础。
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第5.3节 短路计算
DL6计算结果同DL5
第 6章 相间距离保护整定和灵敏度检验
第 6.1 节 概述
6.1.1 距离保护的基本概念
由于电力系统的迅速发展，出现了一些新的情况，系统的运行方式变化增大，长距离负荷线路增多，网络结构复杂化，在这些情况下，相间的电流、电压保护的灵敏度、快速性、选择性往往不能满足要求。
电流、电压保护是依据保护安装处测量电流、电压的大小及相应的动作时间来判断故障是否发生以及是否属于部故障，因不受系统的运行方式及电网的接线影响大可以联想到，对一个被保护元件，在其一端装设的保护，如能测量出故障点至保护安装处的距离并于保护围对应的距离比较，即少判断出故障点位置从而决定其行为。这种方式显然不受运行方式和接线的影响，这样构成的保护就是距离保护。显然，它是适应新的情况的保护。 6.1.2 阻抗继电器
阻抗继电器是距离保护装置的主要元件，它是反映从故障点至保护安装之间阻抗值大小的的测量元件，通常称为阻抗继电器。阻抗继电器的种类很多，但根据其基本性质可分为两大类，即第I类阻抗继电器和第II类阻抗继电器。第I类阻抗继电器的主要特点是，它的动作特性可直接表示在阻抗（或导纳）复数平面上，因而可利用它在复数平面上的特性曲线，对继电器在各种故障方式及系统运行方式下的行为进行分析。这些特性曲线，都可以表示为通入继电器的电压与电流的某种函数。根据各种不同的构成方式，可以得到圆、直线、椭圆、平行四边形等各种轨迹曲线；也可以构成带有方向性的圆特性及带有偏移的圆特性曲线。对于第II类阻抗继电器，根据它的动作原理，其动作特性不能表示成为复数平面上的单一变量Z的某个函数曲线，因而只能根据继电器的原始动作方程式，以及具体的系统运行方式和故障类型，对继电器的动作
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行为进行分析，所以其特性分析较为复杂。 6.1.3 距离保护的基本特性
(1)距离保护的基本构成
距离保护是以反映从故障点到保护安装处之间阻抗大小（距离大小）的阻抗继电器为主要元件（测量元件），动作时间具有阶梯性的相间保护装置。当故障点至保护安装处之间的实际阻抗大雨预定值时，表示故障点在保护围之外，保护不动作当上述阻抗小于预定值时，表示故障点在保护围之，保护动作。当再配以方向元件（方向特性）及时间元件，即组成了具有阶梯特性的距离保护装置。
(2)距离保护的应用
距离保护可以应用在任何结构复杂、运行方式多变的电力系统中，能有选择性的、较快的切除相间故障。当线路发生单相接地故障时，距离保护在有些情况下也能动作；当发生两相短路接地故障时，它可与零序电流保护同时动作，切除故障。因此，在电网结构复杂，运行方式多变，采用一般的电流、电压保护不能满足运行要求时，则应考虑采用距离保护装置。
(3) 距离保护各段动作特性
距离保护一般装设三段，必要时也可采用四段。其中第I段可以保护全线路的80%~85%，其动作时间一般不大于0.03~0.1s（保护装置的固有动作时间），前者为晶体管保护的动作时间，后者为机电型保护的动作时间。第II段按阶梯性与相邻保护相配合，动作时间一般为0.5~1.5s，通常能够灵敏而较快速地切除全线路围的故障。由I、II段构成线路的主要保护。第III（IV）段，其动作时间一般在2s以上，作为后备保护段。
(4)距离保护装置特点
① 由于距离保护主要反映阻抗值，一般说其灵敏度较高，受电力系统运行方
式变化的影响较小，运行中躲开负荷电流的能力强。在本线路故障时，装置第I段的性能基本上不受电力系统运行方式变化的影响（只要流过装置的故障电流不小于阻抗元件所允许的精确工作电流）。当故障点在相邻线路上时，由于可能有助增作用，对于地II、III段，保护的实际动作区可能随运行方式的变化而有所变化，但一般情况下，均能满足系统运行的要求。
② 由于保护性能受电力系统运行方式的影响较小，因而装置运行灵活、动作可靠、
性能稳定。特别是在保护定值整定计算和各级保护段相互配合上较为简单灵活，是保护电力
系统相间故障的主要阶段式保护装置。
第 6.2 节 相间距离保护装置各保护段定值配合的原则
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6.2.1 距离保护定值配合原则
距离保护定值配合的基本原则如下：
(1) 距离保护装置具有阶梯式特性时，起相邻上、下级保护段之间应该逐级配合，即两配合段之间应在动作时间及保护围上互相配合。
距离保护也应与上、下相邻的其他保护装置在动作时间及保护围上相配合。例如：当相邻为发电机变压器组时，应与其过电流保护相配合；当相邻为变压器或线路时，若装设电流、电流保护，则应与电流、电压保护之动作时间及保护围相配合。
(2) 在某些特殊情况下，为了提高保护某段的灵敏度，或为了加速某段保护切除故障的时间，采用所谓“非选择性动作，再由重合闸加以纠正”的措施。例如：当某一较长线路的中间接有分支变压器时，线路距离保护装置第I段可允许按伸入至分支变压器部整定，即可仍按所保护线路总阻抗的80%~85%计算，但应躲开分支变压器低压母线故障；当变压器部发生故障时，线路距离保护第I段可能与变压器差动保护同时动作（因变压器差动保护设有出口跳闸自保护回路），而由线路自动重合闸加以纠正，使供电线路恢复正常供电。
(3) 采用重合闸后加速方式，达到保护配合的目的。采用重合闸后加速方式，除
了加速故障切除，以减小对电力设备的破坏程度外，还可借以保证保护动作的选择性。这可在下述情况下实现：当线路发生永久性故障时，故障线路由距离保护断开，线路重合闸动作，进行重合。此时，线路上、下相邻各距离保护的I、II段可能均由其振荡闭锁装置所闭锁，而未经振荡闭锁装置闭锁的第III段，在有些情况下往往在时限上不能互相配合（因有时距离保护III段与相邻保护的第II段配合），故重合闸后将会造成越级动作。其解决办法是采用重合闸后加速距离保护III段，一般只要重合闸后加速距离保护III段在1.5~2s，即可躲开系统振荡周期，故只要线路距离保护III段的动作时间大于2~2.5s，即可满足在重合闸后仍能互相配合的要求。
第 6.3 节 距离保护整定计算
6.3.1 距离保护Ⅰ段整定计算
（1） 当被保护线路无中间分支线路（或分支变压器）时，
定值计算按躲过本线路末端故障整定，一般可按被保护线路正序阻抗的80%-85%计算，即
Zdz.I≤Kk×Zxl （6—1）
式中 Zdz.I—— 距离保护I段的整定阻抗；
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Zxl—— 被保护线路的正序相阻抗； Kk—— 可靠系数，可取0.8~0.85；
而保护的动作时间按 t=0秒整定。
（2） 当线路末端仅为一台变压器时（即线路变压器组）
其定值计算按不伸出线路末端变压器部整定，即按躲过变压器其他各侧的母线故障定
Zdz.I≤Kk×Zxl+KkbZb （6—2）
式中 Zb—— 线路末端变压器的阻抗；
Kkb—— 可靠系数，取0.7； Kk—— 可靠系数，取0.8~0.85； Zxl—— 线路正序阻抗。
保护动作时间按t=0秒整定。
（3）当被保护线路中间接有分支线路或分支变压器时
其计算按同时躲开本线路末端和躲开分支线路（分支变压器）末端故障整定，即
dz.≤kxl （6—3）
及 Zdz.I≤KkZ’xl+KkZb （6—4） 式中 Zxl——本线路正序阻抗；
Z’xl——本线中间接分支线路（分支变压器）处至保护安装处之间的线路的正序阻抗。
6.3.2 距离保护II段整定计算
（1） 按与相邻线路距离保护I段配合整定
Zdz.Ⅱ≤KkZl+KbKzZ’dz.I （6—5）
式中 Zl—— 被保护线路阻抗；
Z’dz.I—— 相邻距离保护I段动作阻抗； Kk—— 可靠系数，取0.8~0.85；
Kb—— 可靠系数，取0.7；
Kz—— 助增系数，选取可能的最小值。
保护动作时间 tdz.Ⅱ=△t （6—6） 式中 △t—— 时间级差，一般取0.5s 。
6.3.3 距离保护III段整定计算
（1）躲开最小负荷阻抗远后备
采用0度接线的方向阻抗继电器
Zdz.Ⅲ≤0.9UN/[3KkKhKzqIfh.maxcos（ψlm-ψfh）] （6—7）
式中Kk—— 可靠系数，取1.2~1.3；
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Kh—— 返回系数，取1.15~1.25： Kzq—— 自起动系数，取2； UN—— 电网的额定电压；
Ifh.max—— 最大负荷电流；
ψlm—— 阻抗元件的最大灵敏角，取71.57度；
ψfm—— 负荷阻抗角，取26度；
第 6.4节 距离保护整定和灵敏度校验
6.4.1 1号断路器距离保（如配置图所示）
（1） 1号断路器Ⅰ段距离保护整定（详见计算书15页）
有名值：ZDZ1I=0.0838∠66.950ｘ132.25=11.083∠66.950 （Ω） 整定时间：tDZ2I=0s
（2） 1号断路器Ⅱ段距离保护整定
① 与7DL距离I段保护相配合
KBmin=2.8121
ZDZ1II= 0.85ｘ(0.0386+j0.0907+ 2.8121ｘ0.0838∠66.950) =0.85ｘ0.3342∠66.960=0.284∠66.960 ②与变压器B2速动保护相配合
因为与变压器纵差保护配合时的整定值一定大于与相邻线路相间距离保护 I段整定值配合时定值，所以与变压器B2纵差保护相配合时的定值较大。
③与L4线路5DL距离I段保护相配合
Kbmin=1.367
ZDZ1II=0.85ｘ(0.0386+j0.0907+1.367ｘ0.1676∠66.950)
=0.109-j0.2563=0.2785∠66.950
三者相比较,取最小者进行整定,
即：ZDZ1II=0.2785∠66.950ｘ132.25=36.832∠66.95（详见计算书18页）0 （3） 灵敏度校验：
Klm= ZDZ1II/ZL1=0.2785 /0.0986=2.82>1.5,满足灵敏度要求 即 1号断路器Ⅱ段整定值为36.832， 其动作时限为0.5秒。
（4） 1号断路器Ⅲ段距离保护整定
采用方向阻抗继电器
ZDZ1III=193(Ω) （详见计算书24页） （5） 灵敏度校验
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Klm近=14.8>1.5满足要求 Klm远=2.93>1.3满足要求
6.4.22号断路器距离保（如配置图所示）
（1） 2号断路器Ⅰ段距离保护整定（详见计算书15页）
有名值：ZDZ2I=0.0838∠66.950ｘ132.25=11.083∠66.950 （Ω） 整定时间：tDZ2I=0s
（2） 2号断路器Ⅱ段距离保护整定
有名值：ZDZ2II=0.1479∠66.950ｘ132.95=19.6(Ω)
即 2号断路器Ⅱ段整定值为19.6（详见计算书18页） 其动作时限为0.5秒
（3） 2号断路器Ⅲ段距离保护整定
采用方向阻抗继电器
ZDZ2III =2569.75(Ω) （详见计算书24页） （4） 灵敏度校验
近后备Klm=197.08>1.5满足要求。 无远后备。
6.4.3 3号断路器距离保（如配置图所示）
（1） 3号断路器Ⅰ段距离保护整定（详见计算书15页）
有名值：ZDZ3I=0.1676∠66.980ｘ132.25=22.165∠66.980 （Ω） 整定时间：tDZ3I=0s
（2）3号断路器Ⅱ段距离保护整定
① 与2DL距离I段保护相配合
KBmin=1.679
ZDZ3II=0.85ｘ(0.0771+j0.1815+1.679ｘ0.0838∠66.950)
=0.1124+j0.2463=0.2872∠66.970
② 与7DL距离保护I段配合
KBmin =1
有名值：ZDZ3II=0.2388∠66.980ｘ132.25=31.581∠66.980（Ω） ③ 与6DL距离保护I段配合
由计算分析知无法与6DL保护I段相配合 ④ 与相邻B2变压器纵差保护配合
因为与变压器纵差保护配合时的整定值一定大于与相邻线路相间距离保护I段整定值 配合时的定值，所以与B2纵差保护配合时定值较大
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上述四者相比较，取最小者进行整定，即
ZDZ3=132.25ｘ0.2388∠66.98=31.581∠66.98（Ω）（详见计算书22页） （6） 灵敏度校验：
Klm= ZDZ1II/ZL1=0.2785 /0.0986=2.82>1.5,满足灵敏度要求 即 1号断路器Ⅱ段整定值为36.832， 其动作时限为0.5秒。
（7） 1号断路器Ⅲ段距离保护整定
采用方向阻抗继电器
ZDZ3III=193(Ω)（详见计算书24页）
（8） 灵敏度校验
Klm近=7.42>1.5 满足要求 Klm远=2.9>1.3 满足要求
4DL整定计算及灵敏度校验同3DL. 6.4.4 5号断路器距离保（如配置图所示）
（1）5号断路器Ⅰ段距离保护整定（详见计算书15页）
有名值：ZDZ5I=0.1676∠66.980ｘ132.25=22.165∠66.980 （Ω） 整定时间：tDZ5I=0s
（2） 5号断路器Ⅱ段距离保护整定 ① 与4DL保护I段配合
由计算分析知无法与4DL保护I段相配合
② 整定原则：按保证被保护线路L4末端故障保护有足够灵敏度整定 有名值 ZDZ2II=0.2761∠66.980ｘ132.95=36.514(Ω)
即 5号断路器Ⅱ段整定值为36.514（详见计算书24页） 其动作时限为0.5秒
（3） 5号断路器Ⅲ段距离保护整定
采用方向阻抗继电器
ZDZ5III=220.26(Ω) （详见计算书25页）
（4） 灵敏度校验
近后备Klm=8.47>1.5满足要求。 无远后备。
6DL整定计算及灵敏度校验同5DL.
II
0
0
0
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第7章 电力网零序继电保护方式选择与整定计算
第 7.1 节 概述
7.1.1零序保护原理
WXB-11C型微机保护中零序保护设置了五段全相运行时的零序保护，两段非全相运行时的不灵敏段零序保护，全相运行时各段零序保护的方向元件均可由控制字整定投入或退出。重合加速Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ段，可由控制字分别投入或退出，后加速时间均固定为0.1S，另外零序段在重合闸后带0.1S延时。 （1） 起动元件
本装置零序保护由相电流差突变量启动，为防止CT断线，零序保护误动设置了3U0
突变量元件把关闭锁，此功能由控制字整定投入或退出。 （2） 3U0的切换
零序保护方向元件的3U0，正常情况下均取用自产3U0即软件根据Ua+Ub+Uc=3U0获得，若故障前发现上述等式不成立（可能PTDX），而此时Ua+Ub+Uc=0仍成立，则故障时仍取用自产3U0，Ua+Ub+Uc≠0则取实际接入的3U0，不考虑Ua、Ub、Uc与3U0同时断线的情况。PT断线时零序保护不退出工作，也不报警。 7．1．2零序电流保护的特点
中性点直接接地系统中发生接地短路，将产生很大的零序电流分量，利用零序电流分量构成保护，可做为一种主要的接地短路保护。因为它不反映三相和两相短路，在正常运行和系统发生振荡时也没有零序分量产生，所以它有较好的灵敏度。另一方面，零序电流保护仍有电流保护的某些弱点，即它受电力系统运行方式变化的影响较大，灵敏度将因此降低。
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当零序电流保护的保护效果不能满足电力系统要求时，则应装设接地距离保护。接地距离保护因其保护围比较固定，对本线路和相邻线路的博爱户效果都会有所改善。
零序电流保护接于电流互感器的零序滤过器，接线简单可靠，零序电流保护通常由多段组成，一般是三段式，并可根据运行需要而增减段数。
第 7.2 节 零序电流保护整定计算的运行方式分析
7.2.1 接地短路电流、电压的特点
根据接地短路故障的计算方法可知，接地短路是相当于在正序网络的短路点增加额外附加电抗的短路。这个额外附加电抗就是负序和零序综合电抗。各序的电流分配，只决定该序网中各只路电抗的反比关系；而各序电流的绝对值要受其他序电抗的影响。 计算分支零序电流的分布时，例如：计算电流分支系数，只须研究零序序网的情况；当要计算零序电流绝对值大小时，必须同时分析正、负、零三个序网的变化。零序电压的特点，类似零序电流的情况。零序电压分布在短路点最高，随着距短路点的距离而逐渐降低，在变压器中性点接地处为零。 7.2.2 接地短路计算的运行方式选择
计算零序电流大小和分布的运行方式选择，是零序电流保护整定计算的第一步。选择运行方式就是考虑零序电流保护所能适应的发电机、变压器以及线路变化大小的问题。一般来说，运行方式变化主要取决于电力系统调度管理部门，但继电保护可在此基础上，加以分析选择。其中变压器中性点接地数目的多少和分配地点，对零序电流保护影响极大，通常由继电保护整定计算部门决定。变压器中性点接地方式的选择，一般可按下述条件考虑。
(1) 总的原则是，不论发电厂或是变电所，首先是按变压器设备的绝缘要求来确定中性点是否接地；其次是以保持对该母线的零序电抗在运行中变化最小为出发点来考虑。当变压器台数较多时，也可采取几台变压器组合的方法，使零序电抗变化最小。
(2) 发电厂的母线上至少应有一台变压器中性点接地运行，这是电力系统过电压保护和继电保护功能所需要的。为改善设备过电压的条件，对双母线上接有多台（一般是四台以上）变压器时，可选择两台变压器同时接地运行，并各分占一条母线，这样在双母线母联短路器断开后，也各自保持着接地系统。
变电所的变压器中性点分为两种情况，单侧电源受电的变压器，如果不采用单相重合闸，其中性点因班应不接地运行，以简化零序电流保护的整定计算；双侧电源受电的变压器，
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则视该母线上连接的线路条数和变压器台数的多少以及变压器容量的大小，按变压器零序电抗变化最小的原则进行组合。
7.2.3 流过保护最大零序电流的运行方式选择
(1) 单侧电源辐射形电网，一般取最大运行方式，线路末端的变压器中性点不接地运行。
(2) 多电源的辐射形电网及环状电网，应考虑到相临线路的停运或保护的相继动作，并考虑在最大开机方式下对侧接地方式最小，而本侧（保护的背后）接地方式最大。
(3) 计算各类短路电流值。
(4)短路电流计算结果整理。（见11-12页）
第 7.3 节 零序电流保护的整定计算
7.3.1 零序电流保护I段的整定
(1) 按躲开本线路末端接地短路的最大零序电流整定，即
IDZ.X0I=KKI IDLX0 (7-1)
式中 KKI——可靠系数，取1.2~1.3；计算时取1.3
IDLX0——线路末端接地短路时流过保护的最大零序电流。
(2) 按躲开线路断路器三相不同时合闸的最大零序电流整定，即 IDZ.X0I=KKI3I0.bt.max(7-2)
式中 KKI—— 可靠系数，取1.1~1.2；计算时取1.1
3I0.bt.max—— 断路器三相不同时合闸所产生的零序电流最大值。
(3) 当线路长度太短致使零序I段保护围很小，甚至没有保护围时，则零序I段保护应停
用。
7.3.2 零序电流保护II段的整定
此段保护一般担负主保护任务，要求在本线路末端达到规定的灵敏系数。此段保护的
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整定原则也适用于零序电流保护III段的整定。此段保护按满足以下条件整定： (1)按与相邻下一级线路的零序电流保护I段配合整定，即
IDZX0II=KIIK IDZY0I/Kbmin(7-3)
式中 KIIK—— 可靠系数，取1.15~1.2； Kbmin—— 分支系数，按实际情况选取可能的最小值；
IDZY0I—— 相邻下一级线路的零序电流保护I段整定值。当按此整定结果达不到规定灵敏系数时，可改为与相邻下一级线路的零序电流保护II段配合整定。
(2)按躲开本线路末端母线上变压器的另一侧母线接地短路时流过的最大零序电流整定。 (3) 当本段保护整定时间等于或低于本线路相间保护某段的时间时，其整定值还必须躲开该段相间的保护围末端发生相间短路的最大不平衡电流。 7.3.3 零序电流保护III段保护的整定
此段保护一般是起后备保护作用。III段保护通常是作为零序电流保护II段保护的补充作用。对后备保护的要在相邻下一级线路末端达到规定的灵敏系数。零序电流保护III段保护按满足以下条件整定：
(1) 按与相邻下一级线路的零序电流保护II段保护配合整定。当本保护的零序电流保护II段已达到规定的灵敏系数时，此零序电流保护III段也可按与相邻下一级线路的零序电流保护III段配合整定，以改善后备性能。
(2)按躲开下一条线路出口处发生三相短路时，保护装置零序电流滤过器中的最大不平衡电流来整定
IDZX0III = KKIIIKap KSt KerIkmax(7-4)
式中KKIII—— 可靠系数。取1.1~1.2； Kap——非周期分量系数，，取1.5； KSt——电流互感器的同性系数，取0.5； Ker——电流互感器的10%误差，取0.1；
Ikmax——本级线路末端三相短路的最大短路电流。
(3)按零序电流保护II段整定中的3项条件整定。 (4)按零序电流保护II段保护整定中的4项条件整定。
(5)当零序电流保护最后一段整定值较小时，其下限条件应大于变压器中、低压侧相间短路的最大不平衡电流。 零序III段的灵敏度
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线路末端灵敏度计算为
Klm（近）= 3IBmin/ IDZ10>1.3~1.5(7-5)
后备保护灵敏度计算为
KlmIII（远）= 3ICmin/ KBmax×IDZ10III> 1.0 (7-6)
结合实际情况，整定结果为：
（详细过程见《计算书》第26--40页）
III
III
零序整定计表7-1
整定值 零序电流I段 15%处短路电流值 灵敏度 动作时限 零序电流II段 整定值 灵敏度 动作时限 整定值 零序电流III段 灵敏度 动作时限 DL1 407.12A 1176.79A 满足要求 0s 519.52A 1.3 0.5S 173.15A (近)3.69 (远)0.53 DL2 924.41A 1232.51A 满足要求 0s 402.6A 1.5 0.5S 150.27A 4.02 T+∆t DL3（4） 369.37A 963.39A 满足要求 0s 337.7A 0.54 0.5S DL5（6） 637.59A 1113.29A 满足要求 0s 215.36A 1.4 0.5S 174.43A 1.73
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第8章 自动重合闸选择及整定
第8.1节
自动重合闸的选择
在110KV级以上电压的大接地电流系统中，由于架空线路的线间距离较大，相间故障的机会比较少，而单相接地短路的机会比较多。我国某系统220KV网络17年线路的故障类型统计在短路故障类型中，单相接地故障占87%，并且从录波照片的分析中还发现，在发生的乡间故障中，相当一部分也是由单相接地故障发展而成的。如果在三相线路上装设三个单相断路器，当发生单相接地故障时，只将故障相的断路器跳开，而未发生故障的其余两相仍继续运行，这样就可大大提高供电的可靠性和系统并列运行的稳定性，还可以减少相间故障发生的机会。因此，在高压输电线路上，若不允许采用快速非同期三相重合闸，而采用检同期重合闸，又因恢复供电的时间太长，满足不了稳定运行的要求时，就采用单相重合闸方式。
单相重合闸是指只把发生故障的一相断开，然后再进行单相重合，而未发生故障的两相仍然继续运行，这样就可大大提高供电的可靠性和系统并列运行的稳定性。如果线路发生的是瞬时性故障，则单相重合闸成功即恢复三相的正常运行。如果是永久性故障，单相重合不成功，则根据系统的具体情况，如不允许长期非全相运行时，则应再次切除单相并不再进行5Z重合。目前一般都是采用重合不成功时跳开三相的方式。当采用单相重合闸时，如线路发生相间短路时，一般都跳开三相断路器，不进行三相重合；如有其它原因断开三相断路器时，也不进行重合
在整定单相重合闸的时间时，由于潜供电流的影响，将使短路时弧光通道的去游离受到严重的阻碍，而自动重合闸只有在故障点电弧熄灭且绝缘强度恢复以后才有可能成功。
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因此，单相重合闸的时间必须考虑潜供电流的影响。一般线路的电压越高，线路越长，则潜供电流就越大。潜供电流的持续时间不仅与其大小有关，而且也与故障电流的大小、故障切除的时 间、弧光的长度以及故障点的风速等因素有关。因此，为了正确地整定单相重合闸的时间，国外许多电力系统都是由实测来确定熄弧时间。一般来说重合闸时间整定为0.6s。
第8.2节 自动重合闸的基本要求
8．2．1 为了满足系统运行的需要,自动重合闸应满足下列基本要求。 (1)在下列情况下,自动重合闸装置不应动作。
1)由值班人员手动操作或通过遥控装置将断路器断开时。
2)手动投入断路器,由于线路上存在故障,随即由保护动作将其断开.因为在这种情况下,故障大多都是属于永久性的。它可能是由于检修质量不合格、隐患未能消除或者是保安地线没有拆除等原因造成的。因此,即使再重合一次也不可能成功。 .
3)在某些不允许重合的情况下例如,断路器处于不正常状态(如气压、液压降低等)以及变压器部故障,差动或瓦斯保护动作使断路器跳闸时,均应使闭锁装置不进行重合闸。 (2)除上述条件外,当断路器由继电保护动作或其他原因而跳闸后,重合闸都应该动作,使断路器重新合闸。在某些情况下(如使用单相重合闸时),也允许只在保护动作于跳闸后进行重合闸。
(3)基于以上的要求,应优先采用断路器操作把手与断路器位置不对应启动方式,即当断路器操作把手在合闸位置而断路器处在跳闸位置时启动重合闸。这种方式可以保证无论什么原因使断路器跳间后(包括偷跳和误跳),都能进行一次重合闸。当手动操作断路器跳闸,由于两者的位置是对应的,因此,不会启动重合闸。
当利用保护来启动重合闸时,由于保护动作很快,可能使重合闸来不及启动。因此,必须采取措施(如设置自保持回路或记忆回路等)来保证装置可靠动作。
(4)自动重合闸装置的动作次数应符合预先的规定。如一次重合闸就只应该动作一次。当重合于永久性故障而再次跳间后,就不应该再动作。
装置本身也不允许出现元件损坏或异常时,使断路器多次重合的现象,以免损坏断路器设备和扩大事故围。
(5)自动重合闸在动作以后,应能够自动复归。
对于10kV及以下的线路,当经常有值班人员时,也可采用手动复归方式。
(6)自动重合间时间应尽可能短,以缩短停电的时间.因为电源中断后,电动机的转速急剧下
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降,停电时间越长,电动机转速越低,重合闸后自起动就越困难,会拖延恢复正常工作的时间。但重合闸的时间也不能太短,因为: 1)要使故障点的绝缘强度来得及恢复；
2)要使断路器的操作机构来得及恢复到能够重新合闸的状态。重合闸的动作时间一般采用0.5~1.5s。
(7)自动重合闸装置应有与继电保护配合加速切除系统故障的回路。加速方式可分为前加速和后加速。
前加速方式就是在重合闸前保护以瞬时或缩短ΔT时间,快速切除故障。重合于永久性故障时保护将延时切除故障。
后加速方式就是在重合闸前保护瞬时或后备时间切除故障,重合于永久性故障时,保护将瞬时或后备缩短△T时间,快速切除故障。
第8.3节 自动重合闸整定计算
8.3.1自动重合闸整定原则：（重合闸后加速） （1） 时间配合： 线路：
①配置原则：110 KV双电源线路用合适的三相重合闸能满足系统稳定和运行要求时，
可采用三相自动重合闸装置.
近故障侧重合闸动作时间：
top =topmax + tt + tre + trel - tn（8-1）
式中：topmax——远故障侧保护动作时间最大值
tt——远故障断路器跳闸时间 tre——消弧及去游离时间 trel——裕度时间 0.1~0.5s tn——近故障侧断路器合闸时间
已知：sw4-110型断路器 tt=0.06stn=0.25s
topmax=0.5s（远故障侧距离保护II段动作）
②配置原则：110 KV单侧电源线路采用单侧电源线路的三相一次重合闸.
top =tt + tre + trel - tn（8-2）
用不对应启动原则时tt=0 s (2)同期问题：
通过发电机最大冲击电流周期分量有效值：I = 2E/ Z∑×Sinδ/2 取 E =1.05 UN δ=1800 当 I<0.65/ Xd”×IN
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线路可以采用非同期合闸方式 (3)检查另一回路电流重合闸：
双回路并列线路上，当另一回路有电流时，表示两侧电源在同步运行状态，所以本 线路可以采用检查另一回路有电流重合闸方式. 8.3.1自动重合闸整定结果： （1） 时间配合：
①L1.L2.L4 （双回）线路：
top =topmax + tt + tre + trel - tn
已知：sw4-110型断路器 tt=0.06stn=0.25s
topmax=0.5s（远故障侧距离保护II段动作）
所以：top =0.5+0.06+0.22+0.1-0.25=0.63（s） ②L3线路：
top =tt + tre + trel - tn
用不对应启动原则时tt=0 s
所以：top =tt + tre + trel - tn =0.22+0.1-0.25=0.07（s）
(2)同期问题：
①A发电机 Z∑=0.0594+j1.3544=1.3557∠87.50 I = 2E/ Z0
∑×Sinδ/2 取 E =1.05 UN δ=180
则： I = 2E/ Z∑×Sinδ/2=2×1.05×110/1.3557×132.25Sin900 =1.29（KA）
A发电机：0.65/ Xd”×IN=0.65/0.28×43/3×110=5.76（KA）>1.29 KA 因为 I<0.65/ Xd”×IN 所以： L1线路可以采用非同期合闸方式 ②C发电机 Z ∑=0.0598+j1.3087=1.3101∠87.40 I = 2E/ Z0∑×Sinδ/2 取 E =1.05 UN δ=180
则： I = 2E/ Z∑×Sinδ/2=2×1.05×110/1.3101×132.25Sin900 =1.33（KA）
C发电机：0.65/ Xd”×IN=0.65/0.165×31.25/3×110=11.28（KA）>1.33 KA 因为I<0.65/ Xd”×IN 所以：L2线路可以采用非同期合闸方式 (3)检查另一回路电流重合闸：
L4双回路并列线路上，当另一回路有电流时，表示两侧电源在同步运行状态，所以本线路可以采用检查另一回路有电流重合闸方式.
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第9章 发电机变压器保护
第9.1节
9.1.1发电机保护整定原则：
发电机保护
（1）纵差保护
①比率制动系数：使差动保护在发电机外部短路时可靠制动。 KZ=Idz/Izd=Kk Kt fi（不宜过小，所以一般取0.3~0.5） ②启动电流 Idz20= KtfiIfe /nl
③TA断线解闭锁电流整定值： Ict=1.2Ifmax/（nl ｘIcte） ④差动速断倍数：Isd=n ｘ Ife /（nl ｘIcte） ⑤负序电压定值：Uzdz=0.06Ufe/ny ⑥TA断线延时定值：Tct=0.5s
（2）定子匝间保护：
①次灵敏段“零序”电压基波分量定值：Uh=K Uobpmax K：取2~2.5
②灵敏段“零序”电压基波分量定值：Ul=K Uobn K：取1.5~2 ③U3wn：E额定负荷下固有的“零序电压基波不平衡量整定值，由实测得。
开始可以整定4V，开机后由实测得到准确值，然后再整定。
④灵敏段三次谐波增量制动系数，由经验决定，一般取0.3~0.5。 ⑤灵敏段延时，一般取0.1~0.2s。 （3）3U0发电机定子接地保护：
①零序电压：3U0.dz=5~10V 由经验得。
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②动作时间：其时限应大于系统接地保护的动作时限
灵敏度校验：Ke=3 U0/ Udz=100/5~10=10~20
（4）3ω发电机定子接地保护： 动作时间：一般t=5~20s （5）失磁保护：
①高压侧低电压:Udl.dz：按系统长期允许运行的低电压整定 ②阻抗元件：按异步边界整定： 阻抗半径： Xr=-（XB–XA）/2
④转子低电压判据系数：Kf=1/ KKXd∑ ⑤定子过流：Ig.dz一般取Ig.dz=1.05Ie ⑥动作时间：t1，t2，t3 （6）发电机定时限负序过流保护：
①负序电流：I2.dz=Kk/Kf I2∞Ife/NL
I2∞为发电机长期允许负序电流标幺值。
②动作时间：躲后备保护的动作时间,延时动作信号。 （7）发电机反时限负序过流保护
①限负序过负荷电流定值I2.ms.dz:按发电机长期允许的负序电流下能可靠返回的条件整
定。
②定时限负序过负荷动作时间：按躲过后备保护的动作延时整定。
③反时限负序过流启动定值Izm.dz：按保护所能提供的最大跳闸时间确定，据此发电机
能承受的负序电流整定。
④反时限负序电流速断定值I2.up.dz:按躲过主变高压侧两相短路的条件整定 ⑤散热系数K22：K22= I2∞/ I0
⑥热值系数K21：按发电机A值整定
A——发电机承受负序电流能力的常数 ⑦长延时动作时间：一般取1000S ⑧速断动作时间：t.up （8）发电机定时限过负荷保护
①电流定值：Ig.dz=Kk Ife /Kf NL
②动作时间：躲过后备保护的最大动作延时整定。 （9）发电机反时限过流保护
①定时限过负荷电流定值I.ms.dz：按发电机长期允许的负荷电流下能可靠返回定值整定。 ②定时限过负荷动作时间t.S 按躲过后备保护的最大动作延时整定。
③反时限过流启动定值Im.dz ：按发电机长期允许的负荷电流下能可靠返回定值整定。
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④反时限过流速断定值I.up.dz：按大于机端三相短路的条件整定。 ⑤散热系数K2：一般取K2=1
热值⑥系数K1按发电机定子热值整定。
⑦长延时动作时间：按 Im.dz电流能够承受的时间整定 ⑧速断动作时间：t.up （10）发电机转子一点接地保护
①接地故障发信定值Rg整定围1~100（KΩ） ②保护动作延时：t.up整定围1~10S （11）发电机转子两点接地保护 ① 二次谐波电压动作值UId
UId= KkｘUph.n其中Kk取2.5~3,Uph.n为额定负荷下二次谐波电压实测值 ② 保护动作延时TId，整定围0.1~2S 9.1.2发电机——变压器组 （1）差动保护
①比率制动系数K：一般取0.4~0.7 ②二次谐波制动比：一般取0.12~0.24 ③启动电流：Iq= Kk KtfiIfe/nL
④TA断线解闭锁电流定值： Ict=1.2Ifmax/（nl ｘIcte）
⑤ 速断电流Isd=nｘIe/（nlｘ5） 以下保护同发电机保护
9.1.3发电机保护整定结果详见计算书第8章42-45页
第9．2节 变压器保护整定
9.2.1变压器保护整定 （1）纵差保护
①比率制动系数： KZ=Idz/Izd=KkKtf不宜过小，一般取KZ=0.3~0.5 ②二次谐波制动比：一般取0.12~0.24 ③启动电流：Iq= Kk KtfiIfe /nL
④TA断线解闭锁电流定值：Ict=1.2Ifmax/（nLｘIcte）
⑤速断电流Isd=nｘIe/（nlｘ5） （2）变压器瓦斯保护 （3）变压器复合电压过流保护
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①电流定值：按躲过变压器的额定电流来整定 Ig.dz=Kk Ie/Kh
②低电压定值：Udz=（0.5~0.6）Ue取Udz=0.5Ue=0.5ｘ110/3=31.75KV ③负序电压定值：U2dz=0.06Ue
④动作时间t1 t2：t1较短时限动作于缩小故障的影响围或动作于本侧断路器 t2较长时限动作于断开变压器各侧断路器 t2= t1 +Δt （4）零序电流保护：
①零序I段电流定值：按照与相邻线路零序电流保护I段相配合整定 3I0I。dz=Kpn Kfz。0 Idz40I
②动作时间t1 =0.5~1.0s t2= t1 +Δt
③零序II段电流定值：按照与相邻线路零序电流保护后备段相配合整定
3I0I。dz=Kpn Kfz。0 Idz40III
④动作时间t3 = txlmax+Δt t4= t3 +Δt
（5）变压器过负荷保护
①动作电流Idz： Idz=Kk/Kn Ie
②动作时间t：比变压器后备保护的动作时限大一个Δt
（6）零序功率方向保护
①方向控制定值：该定值主要用于现场电流端子接反时，改变功率继电器方向
当POF=1时，为理论正方向 当POF=0时，为理论反方向
9.2.2发电机——变压器保护整定
变压器：在低压侧不应另装设保护，利用发电机反应外部短路的后备保护 （1）变压器瓦斯保护 以下保护整定同变压器保护
9.2.3变压器保护整定结果详见计算书第8章45-47页
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第10章 WXB—11C型微机继电保护装置的介绍与整定
第10.1节 装置介绍
10.1.1 装置硬件特点
WXB—11C微机型高压线路保护装置为硬件改进型，WXB-11C微机型高压线路保护装置主保护为距离保护和零序方向保护。装置硬件特点如下：
（1）采用了多单片机并行工作的硬件结构，装置设置了四个硬件完全相同的CPU插件，每个插件独立完成一种保护功能，这种结构具有如下优点：
①提高了硬件冗余度，四个插件中如有一个损坏，不影响其它三种保护的工作。 ②采用了单片机，每个插件上包括了一种保护所需的几乎所有电子器件，易受干扰的部分均不引出插件，从而提高了抗干扰性能。
③每个单片机只承担一种保护功能，因而保护动作速度等指标有所提高。
④采用多单片机结构后，利用各CPU自检及对CPU巡检相结合，可以做到任何部位电子器件有故障，能方便地定位到插件，再由于各CPU插件硬件相同，可以使硬件故障处理时间大大缩短。
（2）采用了电压—频率变换原理（VFC）构成的模数变换器，它具有工作稳定，精度高，同CPU接口简单和调试方便等一系列优点。
（3）跳闸出口回路采用了三取二方式，提高了整套保护装置的可靠性。
（4）采用了液晶显示，菜单操作，使得人机对话更加简单、灵活，且不需要借助打印机。 （5）具有RS232接口，与该厂的接口装置配合（WBSJ—01型通信接口装置），可将全站微机保护就地联网。 10.1.2 保护配置及特点 （1）距离和零序
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距离和零序为WXB—11C型保护装置的主保护，由CPU1实现，可以选用允许式或闭锁式，距离用于切除相间故障，零序用于切除单相故障，其距离元件和零序方向元件与装置中的距离保护和零序保护完全独立，提高了装置的可靠性。 （2）距离保护
由三段式相间距离和接地距离构成的距离保护为WXB—11C型保护装置的基本保护配置，由CPU2实现，用于切除出口短路故障的快速Ⅰ段的距离元件动作时间不大于11ms。当系统发生第一次故障时，采用电压记忆保证方向性。如在振荡期间发生故障，则采用负序方向元件把关，仅在完全三相对称短路时采用偏移特性。
阻抗特性采用四边形特性。 （3）零序保护
零序保护由CPU3实现，由四段全相运行时的零序保护和两段非全相运行时的不灵敏段零序保护构成。装置设置了3U0零序保护突变量闭锁元件，以防止CT断线时零序保护误动。
（4）三相重合闸
①110KV及以下的单侧电源线路一般采用三相一次重合闸装置。
②110KV及以下的双侧电源线路用合适方式的三相重合闸能满足系统稳定和运行要求时，可采用三相自动重合闸装置 10.1.3 主要技术数据 （.1） 额定数据
①直流电压：220V或110V（定货注明） ② 交流电压： 相电压：1003
开口电压：100V线路抽取电压互感器一次侧设有抽头，可分别适用于100V及1003V
③ 交流电流：5A或1A ④ 频率：50HZ
10.1.4 交流回路过负载能力： 交流电压连续工作：1.2Un 连续工作：2In
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1s：20In
10.1.5功耗：
直流回路<50W
交流电压回路<0.5VA/相
交流电流回路<0.5VA/相 （1A） <1VA/相 （5A） 10.1.6整定围：
距离元件 0.05Ω～99.9Ω 电流元件 0.05A～99.9A
时间元件 （1）保护跳闸时间：0～12s （2）其它：0～99.9s 10.1.7精确工作围 距离元件：
（1）精确工作电压：0.5V
（2）精确工作电流：（0.1～20A）In或（0.2～40A）In 零序方向元件： （1）最小动作电压：0.5V （2）最小动作电流<0.1In 突变量方向元件： （1）最小动作电压4V （2）最小动作电流0.3In 10.1.8 精度
突变量元件 ±15%
距离Ⅰ段保护暂态超越 <5% 零序Ⅰ段暂态超越 <5% 测距元件误差 <2.5%
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10.1.9 整组动作时间：
相间和接地距离Ⅰ段
Z测量/Z整定 动作时间 <30% 10～13ms <70% 20ms 零序Ⅰ段（I测量=1.2I整定时） 18ms 高频距离和高频零序保护 <30ms 10.1.10允许环境温度
正常工作温度 -5～+40℃ 极限工作温度 -5～+55℃ 10.1.11湿度
符合IEC68—2—3 10.1.12 振动
符合IEC255—21 10.1.13绝缘耐压
符合IEC255—5 符合SD189—87 10.1.14 抗干扰性
符合IEC255 符合SD189—87
第10.2节 WXB-11C微机继电保护整定原则
10．2．1、距离保护定值整定计算
(1):IBL 电流比例系数
电流比例系数表示每个脉冲对应的电流幅值(A),这个定值是厂家提供的,使用时根据
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CT二次最小电流及最大电流选用相应的比例系数,并利用跳线选择装置上电流互感器二次并联电阻是一个还是两个。此系数不允许在试验有误差时进行修改。
本网络电流互感器二次额定电流为5A且电流变换器二次负载电阻为一个，所以此处选择IBL定值为0.178。 （2）:VBL 电压比例系数
电压比例系数表示每个脉冲对应的电压幅值(V)此系数也由厂家提供, 本网络VBL定值为 0.125。 （3） KG 控制字
控制字是一个四位十六进制的数,由十六位二进制数换算而成,控制字置“1”有效,不用或备用置“0”.
（4）IQD 相电流差突变量起动元件电流定值
此定值应满足最小运行方式下本线路末端故障时有足够灵敏度.相电流差突变量起动元件是分相起动,相当于模拟型保护的负序起动元件,负序元件考虑三相短路短时出现负序时灵敏度,定值取的较低,而相电流差突变量起动元件在任何故障下都有灵敏度,所以可以取的稍高,否则在重负荷时容易频繁起动.对110KV线路IQD一次值取300A. （5）IWI 无电流鉴别相电流元件定值
整定原则:a 躲开本线路电容电流的稳态值.b 最小方式下本线路末端故障应有足够的灵敏度Kk> 2
作用:a 发出跳闸令后,判断故障是否切除。 b 判断断路器是否已合上,以便使程序进入后加速状态。c 作电流不平衡的判据。 （6）DI2健全相相电流差突变量元件.
作用:在本线路非全相过程中高频零序保护退出工作,此时高频保护不再利用通道.此时健全相再发生故障,利用两个健全相的相电流差突变量DI2加阻抗判的方法瞬时切除三相。 整定原则:本线路在非全相期间末端故障灵敏度大于2.
整定建议:DI2与IQD整定相同值. （7） KX零序电抗补偿系数
KX=(X0-X1)/3X1，X0、X1最好实测 （8） KR零序电阻补偿系数 KR=(R0-R1)/3R1
（9） R/X线路正序电阻与正序电抗的比值
用于高阻算法，距离保护用常规算法算出电阻分量大于电抗分量的1/3时，认为是经高阻接地，调用特殊算法，此算法可使电抗分量较少受过渡电阻的影响。 （10）DBL测距比例系数
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每欧姆二次正序电抗对应的线路公里数 L(线路长KM) Kpt(pt变比) DBL= ×
X(线路正序电抗) Kct(ct变比) （11）IJW静稳破坏判断的相电流元件
整定原则：躲过事故情况下最大负菏电流，可靠系数1.3，并且在静稳破坏时能可靠动作。 简化计算如下：
①.最大负菏电流不超过CT二次额定电流Ie的70%时，整定为Ie ②最大负菏电流超过CT二次额定电流Ie的70%时，整定为1.5Ie ③线路两侧的一次电流值应整定相同 （12）．DR：电阻变化率
用于在短路中区分短路的判据，可取1。 （13）．RS-----阻抗特性电阻分量的小定值 建议取RS=0.5 RL （14）
RL-----阻抗特性电阻分量的大定值
为正常I II III段及静稳破坏检测的阻抗元件电阻分量定值，按躲过负荷阻抗整定。
（15）、（16）、（17）（18）（19）见相间距离保护整定 10．2．2、距离保护定值清单（见下页）
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110KV多侧电源电力网继电保护定值清单
（WXB—11C型微机线路保护 距离保护）
代码 IBL VBL KG IQD IWI DI2 DX DR R/X DBL IJW DR RS RL XX1 XX2 定 值 名 称 电流比例系数 电压比例系数 控制字 突变量起动元件定值 无电流判别元件定值 相电流差起动元件定值 电抗零序补偿系数 电阻零序补偿系数 线路正序电阻与正序电抗之比 测距比例系数 判断静稳破坏的电流元件 电阻变化率 阻抗特性电阻分量小定值 阻抗特性电阻分量大定值 相间I段电抗分量定值 相间II段电抗分量定值 DL1 0.178 0.125 DL2 0.178 0.125 DL3 DL4 0.178 0.125 11101011 11001111 1A 1.5A 2.5A 1.5 0.67 0.425 0.01 7.5A 1 0.5RL 3.217 0.369Ω 0.526Ω DL5 DL6 0.178 0.125 11101011 11001111 1A 1.5A 2.5A 1.5 0.67 0.425 0.01 7.5A 1 0.5RL 3.671 0.369Ω 0.609Ω 11101011 11101011 11001111 11001111 1A 1.5A 2.5A 0.83 0.67 0.425 0.01 7.5A 1 0.5RL 3.217 0.185Ω 0.614Ω 1A 1.5A 2.5A 0.83 0.67 0.425 0.01 7.5A 1 0.5RL 42.821 0.185Ω 0.327Ω . 可修编-
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XX3 TX2 TX3 相间III段电抗分量定值 相间距离II段时间定值 相间距离III段时间定值 3.217Ω 0.5S 42.83Ω 0.5S 3.217Ω 0.5S T+Δt 3.671Ω 0.5S
10.2.2.零序保护及重合闸整定：
(1) IBL 电流比例系数
电流比例系数表示每个脉冲对应的电流幅值(A),这个定值是厂家提供的,使用时根据CT二次最小电流及最大电流选用相应的比例系数,并利用跳线选择装置上电流互感器二次并联电阻是一个还是两个。此系数不允许在试验有误差时进行修改。
本网络电流互感器二次额定电流为5A且电流变换器二次负载电阻为一个，所以此处选择IBL定值为0.178。 （2）VBL 电压比例系数
电压比例系数表示每个脉冲对应的电压幅值(V)此系数也由厂家提供, 本网络VBL定值为 0.125。
(3) KG 控制字
控制字是一个四位十六进制的数,要由十六位二进制数换算而成. 控制字置“1”有效,不用或备用置“0”. （4） IQD 相电流差突变量起动元件电流定值
此定值应满足最小运行方式下本线路末端故障时有足够灵敏度.相电流差突变量起动元件是分相起动,相当于模拟型保护的负序起动元件,负序元件考虑三相短路短时出现负序时灵敏度,定值取的较低,而相电流差突变量起动元件在任何故障下都有灵敏度,所以可以取的稍高,否则在重负荷时容易频繁起动. 110KV线路IQD一次值取300A. （5）IWI 无电流鉴别相电流元件定值
整定原则:a 躲开本线路电容电流的稳态值.b 最小方式下本线路末端故障应有足够的灵敏度Kk> 2
作用:a 发出跳闸令后,判断故障是否切除。 b 判断断路器是否已合上,以便使程序进入后加速状态。c 作电流不平衡的判据。
（6）（7）（8）I01----I03各段定值见模拟保护中的整定值。 （9）（10）零序II，III段时间定值见模拟保护中的整定值。
（11）（12）XDZ，RDZ阻抗元件电抗分量，电阻分量定值此项定值为零序II，III段经阻抗方向确认使用，整定原则应与阻抗III定值相同。
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（13）.KX零序电抗补偿系数 KX=(X0-X1)/3X1，X0、X1最好实测 （14）．KR零序电阻补偿系数 KR=(R0-R1)/3R1
110KV多侧电源电力网继电保护定值清单
（WXB—11C型微机线路保护 零序保护）
代码 IBL VBL KG IQD IWI I01 I02 I03 T2 T3 XDZ RDZ KX KR 定 值 名 称 电流比例系数 电压比例系数 控制字 突变量起动元件定值 无电流判别元件定值 零序I段定值 零序II段定值 零序III段定值 零序II段时间定值 零序III段时间定值 阻抗元件电抗分量定值 阻抗元件电阻分量定值 零序电抗补偿系数 零序电阻补偿系数 0.156Ω 2.882Ω 0.83 0.67 0.227Ω 2.495Ω 0.83 0.67 DL1 0.178 0.125 DL2 0.178 0.125 DL3 DL4 0.178 0.125 11001110 11001111 1A 1.5A 6.156A 5.628A 0.5S T+Δt 1.5 0.67 0.127Ω 2.904Ω 1.5 0.67 DL5 DL6 0.178 0.125 11001110 11001111 1A 1.5A 10.627A 3.589A 2.907A 0.5S 11001110 11001110 11001111 11001111 1A 1.5A 6.785A 8.659A 2.886A 0.5S 1A 1.5A 15.407A 6.71A 2.505A 0.5S
第10.3节 WXB-11C型微机保护性能分析
10.3.1距离保护
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本保护包括三段式相间距离和三段式接地距离，分别用以切除相间故障和单相接地故障。阻抗算法采用微分方程算法，阻抗特性采用多边形特性。保护起动后，首选执行选相程序，当判别为相间故障时，执行相间距离逻辑；当判别为单相故障时，执行接地距离逻辑。保护逻辑完全符合“四统一”要求。
（1）方向判别
①当系统发生第一次故障时，利用电压记忆，保护准确判断I~III段任何故障和类型的方向。在振荡闭锁期间，如再发生故障，考虑到系可能在振荡中记忆不可靠，故对各种不对称故障均采用负序方向元件把关。当故障为出口三相短路时，振荡闭锁中的DZI段采用偏移特性，其偏移特性可由控制字选择偏或外偏，而对振荡闭锁中的III段距离继电器，其偏移特性固定为偏。
②阻抗特性偏移度如下：
距离元件动作特性 图（10-1）
X方向：X定值>1欧时，取0.5欧
X定值<1欧时，取1/2X定值
R方向：取R定值/4与X偏移量之小者。 （2）手合逻辑
当手合到故障线路时，如阻抗继电器在偏移III段，则立即发永跳令。 （3）非全相逻辑
当发生单相故障时，保护则同时不断计算两个健全相间的阻抗，在任一阻抗有突变，且突变后的阻抗在II段围（此时II段特性带偏移），确认健全相又发生了故障。如故障转换发生在发出单跳令后，则立即三跳，如在发出单跳令前，且故障在II段，则转至相间距离逻辑。
（4）振荡闭锁逻辑
本保护振荡闭锁逻辑除设有常规保护所具有的短路开放I，II段延时III外，增设了按
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dz/dt原理构成的区分振荡中短路的逻辑，该原理动作条件如下：
① 感受阻抗先有一个突变
② 阻抗突变后又在0.2S电阻分量变化很小 ③ 阻抗0.2S均在I段围
当满足上述三个条件后，保护出口跳三相。
距离I段和距离II段可以通过控制字选择不经振荡闭锁。 （5）交流电压断线和电流回路自检
① 交流电压断线有两种情况：不对称断线和三相完全断线。 不对称断线的判据为： Ua+Ub+Uc–3U0>7V 三相完全断线的判据为： 1）各相电压均小于8V 2）A相电流大于0.04 In ② 电流回路出错的判据为： Ia+Ib+Ic–3I0>12A
电流回路出错后，闭锁本保护。
③ 为了在正常运行状态下，检查电流回路可能出现的分流情况，保护还设置了一判据，即
当Ia+Ib+Ic> IWI/4时（IWI为无电流定值）
装置发呼唤信号，并打印“DLBPH”（电流不平衡），但并不闭锁保护。 （6）整组复归
保护整组复归的条件为：
①A相电流小于静稳破坏电流，即Ia 当I04连续12S动作不返回时，保护将呼唤打印“CTDX”并先闭锁I04元件，再整组复归。零序电流消失后，I04元件自动投入。 （7）跳闸逻辑 ① 当保护判别出故障为区单相故障时，则进入选跳回路，如重合方式允许单跳则发单跳令，驱动相应分相跳闸继电器和跳闸重动继电器TZDJ。如不允许单跳则发三跳令驱动三个分相跳闸继电器和三跳重动继电器3TZDJ ② 如故障为相间故障，保护则发三跳令。 ③ 当单跳令发出后，开关未跳开前，又发生转换性故障则立即补发三跳令，并显示 . 可修编- . - - “DEVCK” ④ 当单跳令发出0.2S后，开关仍未跳开，则补发三跳令，并显示“HB3TCK” ⑤ 在非全相运行过程中，如健全相又发生了故障，则由方向保护发三跳令，并 显示“GF-DEVCK” ⑥ 当三跳令发出0.25S后，开关仍未跳开，保护则补发永跳令，驱动永跳继电器CKJR，并打印“GF-HB3TCK” ⑦ 当永跳令发出5S后，开关仍未跳开，保护则收回跳闸令，告警并打印“GF-HBYTSB” ⑧ 当开关重合于故障线路时，则由距离元件加速发永跳令，显示“GF-JSCK” （8）后加速逻辑 本保护设有如下加速功能： ① 瞬时加速 ② 瞬时加速 II段 III段 ③ 1.5S延时加速 III段 ④ 重合后故障相电抗分量同第一次故障相近，且X.R分量在II段, 瞬时加速。加速功能可通过控制字投入或退出。 10.3.2零序保护 零序保护设置了四段全相运行时的零序保护，两段非全相运行时的不灵敏段零序保 护，全相运行时各段零序保护的方向元件均可由控制字整定投入或退出。重合闸后加 速II.III.IV段, 可由控制字分别投入或退出, 后加速时间均固定为0.1S,另外零序I 段在重合闸后带0.1S延时。 （1）启动元件 本装置零序保护由相电流差突变量元件启动,为防止CT断线引起零序保护误动,设置 了3U0突变量元件把关闭锁,此功能可由控制字整定投入或退出。 （2）3U0切换 零序保护元件的3U0正常情况下均取用自产3U0，即软件根据Ua+Ub+Uc=3U0获得，若故障前发现上述等式不成立（可能PTDX），而此时Ua+Ub+Uc=0仍成立，则故障时仍取用自产3U0，若Ua+Ub+Uc≠0，则取实际接入3U0，不考虑Ua.Ub.Uc与3U0同时断线情况,PT 断线时零序保护不退出工作,也不报警。 本课程设计是在老师精心指导和严格要求下完成的，从在做设计以来，我不仅在专业上有了很大的进步，而且老师在严谨治学态度.务实工作作风.高度的责任心，也是我受益匪浅。再此，我要向老师表示深深的敬意和衷心的感。 在这不到两年半的时间里有许多让我感动和学习的人，但由于时间的仓促和主观条件的限制 . 可修编- . - - 尽可能的发挥自己的学习水平和提高自身素质，当然这也可能不是最完美的，但我相信也会是让老师感到惊喜的，虽然在工艺上还有一定的差距，尽管有些不太完美的地方，但我已经很努力了。有些地方的表述可能会存在不够准确，或者描述上存在未能描述到的地方。 但通过此次使我对自己的专业有了进一步的认识，也使得自己的专业知识等到了一定的提高。 最后祝愿老师工作顺利，身体健康！祝同学前程似锦，一帆风顺！ . 可修编- 因篇幅问题不能全部显示，请点此查看更多更全内容