（一）问题及原因分析
1．运行方式的频繁变化，是引起网内短路容量减小，短路电流不能满足计算整定值要求，造成灵敏队下降的主要原因。
继电保护整定计算之前，我们根据要求预想确定电网的最大和最小运行方式，即按丰水期、平水期和枯水期来考虑。然而电网实际上的运行方式则在一星期，或一日之内就有多次不同的变化，而且，这种变化使得大小方式之间几乎是成倍率的关系。
2．网络结构上的不合理，是保护无法实现配合的根本原因。
1987年 7月以前，我电网110千伏主要联络网一直延HR型结构，无论从哪一点算，也实现不了保护的阶梯型配合方案。110千伏变电站中有四个变电站三侧有电源，难以实现保护配合。
3．线路的绝缘水平较低，保护装置本身有缺陷，使电网保护动作频繁。
4．保护本身存在误接线、误整定等问题。
5．距离保护整定计算只套用书本公式，没有考虑实际情况，经常有加
（二）改进措施及办法
1．输电线路过电流保护
（1）联络线
①电流速断保护：分别按预计丰枯季节的最小运行方式短路阻抗计算短路电流。但必须考虑到最近点骨干电站（厂）的可调出力。
②过电流保护整定
式中 Kk——可靠系数取1．2，
Kfh——继电器返回系数取0．85。
时间配合按选择枢纽变电站算起，自0．5秒的时间向两侧扶梯形推移，灵敏度系数＞2．5。
（2）配电线路
①电流速断保护；按最大负荷电流的3～5倍整定。
②过电流保护；可根据线路配电变压器的容量与负荷电流情况，可靠系数取2～3倍，此时可以不再考虑电动机自启动的问题。在时间配合上，未有多段保护装置的，出线保护时间整定为1秒，有II－III段保护装置的从0．5秒向变电站推移。
（3）凡属于35千伏以上变电站，线路过电流保护均应带方向元件，两侧有电源的电流速断保护则可根据情况而定。
（4）对高低压侧（或中压侧）均有电源的变电站，中低压侧的联络线与电站（厂）的时间配合，变电站侧按0，5秒，电站（厂）侧取1秒。
（5）主要联络线上的发电厂（站），至发电厂侧按阶梯型推移，但最长时限不得超过各发电厂统一实行的发电机保护时间4秒。
2．短距离线路的短距离保护问题，我国采用全线相继速动微机距离保护，经试运行证明可以满足其要求。
（三）关于配电变压器激励涌流使开关拒合闸问题
由于配电线路长，配电变压器多，所以经常出现开关拒动（合）的情况，尤其是由于瞬间过流故障跳闸以后，开关难以合得上去，给人造成“永久性”故障的假象。
励磁涌流对于额定电流幅值的倍数与变压器容量的大小有关。变压器容量越大，励磁电流对额定电流幅值的倍数越小。又由于顾磁涌流衰减的时间常数与变压器至电源阻抗的大小，变压器容量和铁芯材料等因素有关，一般变压器的铁芯越饱和；电抗值越小，衰减也就越快，所以激磁涌流起始部分经0．5～1秒钟后，其值不超过0．25～0．5倍的额定电流。我们的10千伏线路大都是几公里到二十余公里以上，变压器都是320千伏安及以下的小变压器，虽然产生的激磁涌流总和值很大，但试验证明：衰减的时间一般只在1秒内，所以，装有重合闸装置的线路，当重合闸合闸时，重合闸后加速继电器被起动，跳闸回路经后加速继电器接通而跳闸。因此，我们采取在时间上躲过激磁涌流，在过流保护计算上加大可靠系数的办法，取得了一定的效果。前者是根据用户的性质退出重合闸后加速，把过电流时限整定到0．5秒，这样，如线路无“永久”故障，则激磁涌流经过0．5秒的延时，起始部分已经衰减掉，过电流按点断开。如重合在“永久”故障，则可由过电流通过0．5秒跳闸。后者是在激磁涌流不太大的情况下，过电流继电器不致被启动，以达到合闸成功的目的。