技术领域本发明涉及电气技术领域，特别是涉及一种电抗器的匝间保护方法和装置。
背景技术：
高压远距离输电系统的主要特征之一是输电线路有大量的容性充电功率。各大电网感性补偿容量不足，电压普遍偏高，这就给系统的安全稳定运行带来巨大的安全隐患。比如，500kV线路的容性充电功率为同样长度220kV线路的6～7倍。如此大的容性充电功率会引起电网的工频电压升高，对设备绝缘及其运行性能产生重大影响。为了抵消电容效应的影响，吸收容性无功功率、限制系统的工频过电压和操作过电压，要求在超高压线路两端或一端变电所内装设三相对地的并联电抗器。近年来，随着电压等级的升高和输电距离的延长，电抗器(reactor)容量不断增大。由于受到外形尺寸、重量和运输设备等条件的限制，越来越多的大容量超高压并联电抗器采用单相结构，每台电抗器之间都有隔离墙进行隔离，这种结构的电抗器发生相间故障的概率较低，而最常见的故障为匝间短路故障。匝间短路故障难以被检测。当并联电抗器发生小匝数匝间短路故障时，所引起的三相不平衡电流很小，电抗器首末端感受到的电流变化不大且过流特征不明显，再加上发生匝间短路故障时，故障电流为穿越性电流，纵差保护总是不能反应。当电抗器的结构为并联分支结构时，横联差动保护可以很好地反应电抗器的匝间故障。然而，由于电抗器自身结构的限制，使得很难从中性点出引出测量端，这就限制了横联差动保护在电抗器匝间故障保护中的应用。正是由于匝间短路的特殊性，早期的电抗器保护基本上没有配置单独原理的匝间短路保护，因而在电抗器发生匝间短路时，普遍存在灵敏度偏低而拒动的现象。切除电抗器故障往往只能靠非电量保护进行动作，但动作时间相对较长(一般在几百毫秒以上)，不能有效阻止电抗器内部故障的扩展。因此，电抗器的匝间短路保护成为并联电抗器保护的重点和难点问题。
技术实现要素：
本发明实施方式提出一种电抗器的匝间保护方法，从而提高保护灵敏度。本发明实施方式提出一种电抗器的匝间保护装置，从而提高保护灵敏度。一种电抗器的匝间保护方法，包括：根据实际零序电流确定虚拟零序电压，和/或根据实际负序电流确定虚拟负序电压；根据实际零序电压和虚拟零序电压确定零序动作量和零序制动量，和/或根据实际负序电压和虚拟负序电压确定负序动作量和负序制动量；当零序动作量大于零序制动量和/或负序动作量大于负序制动量时，执行匝间保护动作。该方法包括：采集电抗器高端相电压和低端相电流；根据高端相电压计算实际零序电压，根据低端相电流计算实际零序电流。该方法包括：采集电抗器高端相电压和低端相电流；根据高端相电压计算实际负序电压，根据低端相电流计算实际负序电流。该方法包括：采集所述电抗器的高端开口三角形零序电压以作为所述实际零序电压，采集所述电抗器的中性点零序电流互感器零序电流以作为所述实际零序电流。该方法包括：当实际零序电压大于预先设定的零序电压门限值时，判断零序动作量是否大于零序制动量，并当零序动作量大于零序制动量时，执行匝间保护动作；当实际零序电流大于预先设定的零序电流门限值时，判断零序动作量是否大于零序制动量，并当零序动作量大于零序制动量时，执行匝间保护动作；或当实际零序电流大于预先设定的零序电流门限值且实际零序电压大于预先设定的零序电压门限值时，判断零序动作量是否大于零序制动量，并当零序动作量大于零序制动量时，执行匝间保护动作。该方法包括：当实际负序电压大于预先设定的负序电压门限值时，判断负序动作量是否大于负序制动量，并当负序动作量大于负序制动量时，执行匝间保护动作；当实际负序电流大于预先设定的负序电流门限值时，判断负序动作量是否大于负序制动量，并当负序动作量大于负序制动量时，执行匝间保护动作；或当实际负序电流大于预先设定的负序电流门限值且实际负序电压大于预先设定的负序电压门限值时，判断负序动作量是否大于负序制动量，并当负序动作量大于负序制动量时，执行匝间保护动作。所述零序动作量为|Uop.0|，零序制动量为|Ures.0|其中：|Uop.0|=|U·0-U·0′|;]]>|Ures.0|=|U·0+U·0′|;]]>其中为实际零序电压；为虚拟零序电压。所述负序动作量为|Uop.2|，负序制动量为|Ures.2|，其中：|Uop.2|=|U·2-U·2′|;]]>其中为实际负序电压；为虚拟负序电压。所述根据实际零序电流确定虚拟零序电压包括：计算虚拟零序电压其中：为实际零序电流；ZL为电抗器相电抗；Z′s0为中性点小电抗。所述根据实际负序电流确定虚拟负序电压包括：计算虚拟负序电压其中：为实际负序电流；ZL为电抗器相电抗。一种电抗器的匝间保护装置，包括虚拟电压确定单元、动作量与制动量确定单元和执行单元，其中：虚拟电压确定单元，用于根据实际零序电流确定虚拟零序电压，和/或根据实际负序电流确定虚拟负序电压；动作量与制动量确定单元，用于根据实际零序电压和虚拟零序电压确定零序动作量和零序制动量，和/或根据实际负序电压和虚拟负序电压确定负序动作量和负序制动量；执行单元，用于当零序动作量大于零序制动量和/或负序动作量大于负序制动量时，执行匝间保护动作。还包括采集单元；采集单元，用于采集电抗器高端相电压和低端相电流，并根据高端相电压计算实际零序电压，根据低端相电流计算实际零序电流。还包括采集单元；采集单元，用于采集电抗器高端相电压和低端相电流；并根据高端相电压计算实际负序电压，根据低端相电流计算实际负序电流。还包括采集单元；采集单元，用于采集所述电抗器的高端开口三角形零序电压以作为所述实际零序电压，采集所述电抗器的中性点零序电流互感器零序电流以作为所述实际零序电流。执行单元，用于：当实际零序电压大于预先设定的零序电压门限值时，判断零序动作量是否大于零序制动量，并当零序动作量大于零序制动量时，执行匝间保护动作；或当实际零序电流大于预先设定的零序电流门限值时，判断零序动作量是否大于零序制动量，并当零序动作量大于零序制动量时，执行匝间保护动作；或当实际零序电流大于预先设定的零序电流门限值且实际零序电压大于预先设定的零序电压门限值时，判断零序动作量是否大于零序制动量，并当零序动作量大于零序制动量时，执行匝间保护动作。执行单元，用于：当实际负序电压大于预先设定的负序电压门限值时，判断负序动作量是否大于负序制动量，并当负序动作量大于负序制动量时，执行匝间保护动作；当实际负序电流大于预先设定的负序电流门限值时，判断负序动作量是否大于负序制动量，并当负序动作量大于负序制动量时，执行匝间保护动作；或当实际负序电流大于预先设定的负序电流门限值且实际负序电压大于预先设定的负序电压门限值时，判断负序动作量是否大于负序制动量，并当负序动作量大于负序制动量时，执行匝间保护动作。动作量与制动量确定单元，用于确定零序动作量|Uop.0|以及零序制动量为|Ures.0|；其中：|Uop.0|=|U·0-U·0′|;]]>|Ures.0|=|U·0+U·0′|;]]>为实际零序电压；为虚拟零序电压。动作量与制动量确定单元，用于确定负序动作量为|Uop.2|以及负序制动量为|Ures.2|；其中：|Uop.2|=|U·2-U·2′|;]]>|Ures.2|=|U·2+U·2′|;]]>为实际负序电压；为虚拟负序电压。虚拟电压确定单元，用于计算虚拟零序电压其中：为实际零序电流；ZL为电抗器相电抗；Z′s0为中性点小电抗。虚拟电压确定单元，用于计算虚拟负序电压其中为实际负序电流；ZL为电抗器相电抗。从上述技术方案可以看出，在本发明实施方式中，根据实际零序电流确定虚拟零序电压，和/或根据实际负序电流确定虚拟负序电压；根据实际零序电压和虚拟零序电压确定零序动作量和零序制动量，和/或根据实际负序电压和虚拟负序电压确定负序动作量和负序制动量；当零序动作量大于零序制动量和/或负序动作量大于负序制动量时，执行匝间保护动作。由此可见，本发明通过直接比较电抗器首端零序电压与反向补偿到电抗器首端的虚拟零序电压的大小，和/或比较电抗器首端负序电压与反向补偿到电抗器首端的虚拟负序电压的大小，可以准确区别电抗器外部故障和内部匝间故障，从而提高保护灵敏度。而且，与现有技术的保护方案相比，本发明实施方式简单、直观，灵敏度和可靠性高，受系统运行方式变化的影响较小。另外，本发明实施方式不但可以进行幅值比较，还可以进行相位比较，是一种比较理想的电抗器匝间保护方案。附图说明图1为根据本发明的电抗器匝间保护方法流程图。图2为根据本发明电抗器匝间短路和外部故障时的零序电压分布图。图3为Uop、Ures的相位关系图。图4为根据本发明的电抗器匝间保护装置结构图。图5为根据本发明的电抗器匝间保护装置第一示范性结构图。图6为根据本发明仿真系统模式示意图。图7为利用单相变压器搭建的三相并联电抗器模型示意图。图8为正常运行时零序变量波形图。图9为正常运行时负序变量波形图。图10为电抗器首端50％匝间短路时的零序变量波形图。图11为电抗器首端50％匝间短路时的负序变量波形图。图12为电抗器中间50％匝间短路时的零序变量波形图。图13为电抗器中间50％匝间短路时的负序变量波形图。图14为电抗器末端50％匝间短路时的零序变量波形图。图15为电抗器末端50％匝间短路时的负序变量波形图。图16为电抗器首端1.7％匝间短路时的零序变量波形图。图17为电抗器首端1.7％匝间短路时的负序变量波形图。图18为电抗器中间1.7％匝间短路时的零序变量波形图。图19为电抗器中间1.7％匝间短路时的负序变量波形图。图20为电抗器末端1.7％匝间短路时的零序变量波形图。图21为电抗器末端1.7％匝间短路时的负序变量波形图。图22为外部近距离故障时的零序变量波形图。图23为外部近距离故障时的负序变量波形图。图24为外部远距离故障时的零序变量波形图。图25为外部远距离故障时的负序变量波形图。图26为输电线路非全相运行及其单相重合时的零序变量波形图。图27为输电线路非全相运行及其单相重合时的负序变量波形图。图28为近端变压器零序阻抗较小，外部远距离故障时的零序变量波形图。图29为近端变压器零序阻抗较小，外部远距离故障时的负序变量波形图。具体实施方式为了使本发明的技术方案及优点更加清楚明白，以下结合附图及实施方式，对本发明进行进一步详细说明。应当理解，此处所描述的具体实施方式仅仅用以阐述性说明本发明，并不用于限定本发明的保护范围。在本发明实施方式中，提出一种新的电抗器的匝间保护解决方案。图1为根据本发明电抗器匝间保护方法流程图。如图1所示，该方法包括：步骤101：根据实际零序电流确定虚拟零序电压，和/或根据实际负序电流确定虚拟负序电压。在一个实施方式中：根据实际零序电流确定虚拟零序电压包括：计算虚拟零序电压其中：为实际零序电流；ZL为电抗器相电抗；Z′s0为中性点小电抗。在一个实施方式中：根据实际负序电流确定虚拟负序电压包括：计算虚拟负序电压其中：为实际负序电流；ZL为电抗器相电抗。在一个实施方式中：可以首先采集电抗器高端相电压和低端相电流；然后再根据高端相电压计算实际零序电压，根据低端相电流计算实际零序电流。在一个实施方式中：可以首先采集电抗器高端相电压和低端相电流；然后再根据高端相电压计算实际负序电压，根据低端相电流计算实际负序电流。在一个实施方式中：还可以采集所述电抗器的高端开口三角形零序电压以作为所述实际零序电压，采集所述电抗器的中性点零序电流互感器(CT)零序电流以作为所述实际零序电流。步骤102：根据实际零序电压和虚拟零序电压确定零序动作量和零序制动量，和/或根据实际负序电压和虚拟负序电压确定负序动作量和负序制动量。在一个实施方式中：当实际零序电压大于预先设定的零序电压门限值时，再进一步判断零序动作量是否大于零序制动量，并当零序动作量大于零序制动量时，执行匝间保护动作。在一个实施方式中：当实际零序电流大于预先设定的零序电流门限值时，判断零序动作量是否大于零序制动量，并当零序动作量大于零序制动量时，执行匝间保护动作。更优选地，当实际零序电压大于预先设定的零序电压门限值且实际零序电流大于预先设定的零序电流门限值时，再进一步判断零序动作量是否大于零序制动量，并当零序动作量大于零序制动量时，执行匝间保护动作。在一个实施方式中：当实际负序电压大于预先设定的负序电压门限值时，判断负序动作量是否大于负序制动量，并当负序动作量大于负序制动量时，执行匝间保护动作。在一个实施方式中：当实际负序电流大于预先设定的负序电流门限值且实际负序电压大于预先设定的负序电压门限值时，判断负序动作量是否大于负序制动量，并当负序动作量大于负序制动量时，执行匝间保护动作。更优选地，当实际负序电压大于预先设定的负序电压门限值且实际负序电流大于预先设定的负序电流门限值时，再进一步判断负序动作量是否大于负序制动量，并当负序动作量大于负序制动量时，执行匝间保护动作。在一个实施方式中：所述零序动作量为|Uop.0|，零序制动量为|Ures.0|其中：|Uop.0|=|U·0-U·0′|;]]>|Ures.0|=|U·0+U·0′|;]]>其中为实际零序电压；为虚拟零序电压。在一个实施方式中：负序动作量为|Uop.2|，负序制动量为|Ures.2|，其中：|Uop.2|=|U·2-U·2′|;]]>|Ures.2|=|U·2+U·2′|;]]>其中为实际负序电压；为虚拟负序电压。步骤103：当零序动作量大于零序制动量和/或负序动作量大于负序制动量时，执行匝间保护动作。具体地，所执行的匝间保护动作可以为：向电抗器的高端断路器发送脱扣指令。下面对本发明实施方式进行更详细的说明。图2为根据本发明电抗器匝间短路和外部故障时的零序电压分布图。根据叠加原理，当电力系统发生故障时，可得到如图2(a)所示的零序故障分量网络。在图2中：分别为电抗器匝间以及外部故障时该网络中的等效电源。当电抗器发生匝间故障时，保护安装处可以测量到的零序电流和零序电压之间的关系可以表示为：U·0=I·0fZS0---(1)]]>而按照图2(a)中的参考方向，可以利用零序电流以及电抗器相电抗ZL＝ZL1+ZL2和中性点小电抗Z′s0虚拟出一个电抗器首端的虚拟零序电压U·0′=-I·0f(ZL+Zs0′)---(2)]]>类似地，对于虚拟负序电压其中：为实际负序电流；ZL为电抗器相电抗。比较式(1)和(2)可以看出，虚拟零序电压与实测电抗器首端零序电压之间的相位截然相反，其相互关系如图2(b)所示。将式(1)减去式(2)可得：U·0-U·0,=I·0f(ZS0+ZL+ZS0,)---(3)]]>很显然，在内部匝间短路的时候，只要可以测量得到总是可以满足：|U·0-U·0,|=|I·0f(ZS0+ZL+ZS0,)|>0---(4)]]>当电抗器外部发生接地短路故障时，保护安装处测量到的零序电流与电抗器首端零序电压的关系可以表述为：U·0=I·0R(ZL+ZS0,)---(5)]]>而与式(2)类似，按照图2(a)中的参考方向，利用零序电流以及电抗器相电抗ZL＝ZL1+ZL2和中性点小电抗Z′s0虚拟出电抗器首端的虚拟零序电压U·0,=I·0R(ZL+ZS0,)---(6)]]>显然，如图2(c)，比较式(5)和(6)，它们表达式完全相同，即有：|U·0-U·0,|=0;---(7)]]>根据上述分析，分别设动作量|U·op|=|U·0-U·0′|,]]>制动量|U·res|=|U·0+U·0′|.]]>在复平面中各向量关系如图3所示。在图3中，Uop、Ures分别代表以为变长的平行四边形的对角线。当电抗器内部匝间故障时，如图3(a)所示，和方向相异，理论上相差180°，但受测量误差等因素的影响，从平行四边形的特性不难看出，理论上，当夹角为90°或270°时，如图3(b)所示，|Uop|＝|Ures|，为动作特性边界。实际运行时，只要测量误差在可接受的范围内，不可能出现夹角接近90°或270°的情况。而外部接地故障时，流过电抗器为穿越性电流，与近似相等，如图3(c)所示。此时制动量近似等于两倍的U0，而动作量近似等于零，|Uop|＜＜|Ures|。由此可以得出电抗器匝间保护动作判据为：|Uop|＞|Ures|(8)为了兼顾各工作状况下的灵敏度和可靠性的要求，可以参照负序功率方向保护原理，同理提出负序分量的类似判据，综合起来判据可以描述如下：对于零序判据：设动作量|Uop.0|=|U·0-U·0′|,]]>制动量|Ures.0|=|U·0+U·0′|,]]>则|Uop.0|＞|Ures.0|(9)对于负序判据：设动作量|Uop.2|=|U·2-U·2′|,]]>制动量|Ures.2|=|U·2+U·2′|,]]>则|Uop.2|＞|Ures.2|(10)式中为电抗器首端所测量到的负序电压，为与类似方法虚拟出电抗器首端的计算负序电压。考虑到零序判据和负序判据对于外部故障防止保护误动有较高的可靠性，在零序判据和负序判据的配合中可以进一步根据零序、负序鉴别门坎(包括零序电压门限值、零序电流门限值、负序电压门限值和负序电流门限值)提高灵敏度，使综合保护性能能够兼顾可靠性和灵敏性的要求。零序、负序鉴别门坎可以用于防止零、负序电流电压过小所导致无法正确执行保护动作的情形。考虑到测量误差一般不超过额定值5％。门坎的整定值一般可以按照不大于额定值5％整定。本发明实施方式尤其适用于对各种高压电抗器的匝间保护。基于上述详细分析，本发明实施方式还提出了一种电抗器匝间保护装置。图4为根据本发明的电抗器匝间保护装置结构图。如图4所示，该电抗器匝间保护装置包括虚拟电压确定单元401、动作量与制动量确定单元402和执行单元403，其中：虚拟电压确定单元401，用于根据实际零序电流确定虚拟零序电压，和/或根据实际负序电流确定虚拟负序电压；动作量与制动量确定单元402，用于根据实际零序电压和虚拟零序电压确定零序动作量和零序制动量，和/或根据实际负序电压和虚拟负序电压确定负序动作量和负序制动量；执行单元403，用于当零序动作量大于零序制动量和/或负序动作量大于负序制动量时，执行匝间保护动作。在一个实施方式中：该电抗器匝间保护装置还可以包括采集单元(未示出)。该采集单元，用于采集电抗器高端相电压和低端相电流，并根据高端相电压计算实际零序电压，根据低端相电流计算实际零序电流。在一个实施方式中：该电抗器匝间保护装置还包括采集单元。该采集单元，用于采集电抗器高端相电压和低端相电流；并根据高端相电压计算实际负序电压，根据低端相电流计算实际负序电流。在一个实施方式中：该电抗器匝间保护装置还可以包括采集单元。该采集单元，用于采集所述电抗器的高端开口三角形零序电压以作为所述实际零序电压，采集所述电抗器的中性点零序电流互感器零序电流以作为所述实际零序电流。在一个实施方式中：执行单元403，用于：当实际零序电压大于预先设定的零序电压门限值时，判断零序动作量是否大于零序制动量，并当零序动作量大于零序制动量时，执行匝间保护动作；或当实际零序电流大于预先设定的零序电流门限值时，判断零序动作量是否大于零序制动量，并当零序动作量大于零序制动量时，执行匝间保护动作；或当实际零序电流大于预先设定的零序电流门限值且实际零序电压大于预先设定的零序电压门限值时，判断零序动作量是否大于零序制动量，并当零序动作量大于零序制动量时，执行匝间保护动作。在一个实施方式中：执行单元403，用于：当实际负序电压大于预先设定的负序电压门限值时，判断负序动作量是否大于负序制动量，并当负序动作量大于负序制动量时，执行匝间保护动作；当实际负序电流大于预先设定的负序电流门限值时，判断负序动作量是否大于负序制动量，并当负序动作量大于负序制动量时，执行匝间保护动作；或当实际负序电流大于预先设定的负序电流门限值且实际负序电压大于预先设定的负序电压门限值时，判断负序动作量是否大于负序制动量，并当负序动作量大于负序制动量时，执行匝间保护动作。在一个实施方式中：动作量与制动量确定单元402，用于确定零序动作量|Uop.0|以及零序制动量为|Ures.0|；其中：|Uop.0|=|U·0-U·0′|;]]>|Ures.0|=|U·0+U·0′|;]]>为实际零序电压；为虚拟零序电压。在一个实施方式中：动作量与制动量确定单元402，用于确定负序动作量为|Uop.2|以及负序制动量为|Ures.2|；其中：|Uop.2|=|U·2-U·2′|;]]>|Ures.2|=|U·2+U·2′|;]]>为实际负序电压；为虚拟负序电压。在一个实施方式中：虚拟电压确定单元401，用于计算虚拟零序电压其中：为实际零序电流；ZL为电抗器相电抗；Z′s0为中性点小电抗。在一个实施方式中：虚拟电压确定单元401，用于计算虚拟负序电压其中为实际负序电流；ZL为电抗器相电抗。图5为根据本发明的电抗器匝间保护装置第一示范性结构图。如图5所示，在该电抗器匝间保护装置中利用或门实现了匝间保护。即当零序动作量大于零序制动量或负序动作量大于负序制动量时，执行匝间保护动作。而且，分别利用与门实现了针对零序判据中零序电压门限值和零序电流门限值的限制，以及实现了在负序判据中针对负序电压门限值和负序电流门限值的限制。下面结合具体的仿真实验对本发明进行详细描述。本领域技术人员可以意识到，后续的各种仿真环境和参数设置仅仅是示范性的，并不用于对本发明实施方式进行限定。为了验证本申请所述匝间保护判别原理在各种运行工况下的动作情况，可以使用PSCAD/EMTDC仿真软件，按照500kV电网典型配置，对常见故障、异常运行工况以及系统正常操作等情况进行模拟。建立仿真模型如图6所示，电压和电流均取自电抗器高端。实验模型基本参数如下：变压器连接方式：Yn,dll；电源：Em＝230kV，Zsm＝1.05+j137.5(Ω)，En＝525kV，Zsn＝1.06+143.06(Ω)；线路：R＝0.02083Ω/km，L＝0.8984mH/km；电抗器：XL＝2000Ω，XN＝62.5Ω；线路长度：300km。由于PSCAD/EMTDC数字仿真软件没有现成的电抗器模型，因此需要自行构建电抗器模型。在仔细考虑易于实现电抗器匝间短路以及接近实际电抗器磁耦合关系等关键问题后，选择使用单相变压器来模拟电抗器进行仿真实验。图7为利用单相变压器搭建的三相并联电抗器模型示意图。采用自耦变压器进行电抗器模拟的缺点在于短路时线圈与铁芯之间的磁耦合过于强烈，由于实际电抗器的铁芯之间存在气隙，在发生匝间短路时，虽然线圈与铁芯依旧有一定耦合，但是强度有限。而使用普通电感模拟时，互感完全为零，这也不符合实际，所以在仿真中可以通过调节中间电抗L的大小来改变耦合大小。当系统正常运行时：电力系统正常运行时，系统没有零序分量，因而电抗器首端零序电压虚拟零序电压和都为0，有Uop.0＝Ures.0；负序分量同理，此时保护可靠不动，其波形图如图8和图9所示。图8为正常运行时零序变量波形图。图9为正常运行时负序变量波形图.对于电抗器50％匝间短路试验：在0.3秒时，电抗器A相首端、中间，末端分别发生50％匝间短路，三种情况下电抗器首端零、负序电压和虚拟零、负序电压之间有效值和相位关系以及零、负动作量Uop和制动量Ures的波形分别如图10～11、图12～13和图14～15所示。图10为电抗器首端50％匝间短路时的零序变量波形图；图11为电抗器首端50％匝间短路时的负序变量波形图；图12为电抗器中间50％匝间短路时的零序变量波形图；图13为电抗器中间50％匝间短路时的负序变量波形图；图14为电抗器末端50％匝间短路时的零序变量波形图。在图10～11、图12～13和图14～15中，三种情形下显然都有Uop＞Ures，且负序判据灵敏度更高，保护可以迅速切除故障。对于电抗器1.7％匝间短路试验：小匝数匝间故障时保护判据的动作特性，如图16～17、图18～19和图20～21所示。图16为电抗器首端1.7％匝间短路时的零序变量波形图；图17为电抗器首端1.7％匝间短路时的负序变量波形图；图18为电抗器中间1.7％匝间短路时的零序变量波形图；图19为电抗器中间1.7％匝间短路时的负序变量波形图；图20为电抗器末端1.7％匝间短路时的零序变量波形图；图21为电抗器末端1.7％匝间短路时的负序变量波形图。可以看出，虽然1.7％匝间短路时，电抗器首端零序电压幅值比较小，但在虚拟零序电压的作用下，动作量Uop依然大于制动量Ures，负序判据同理，且灵敏度明显更高，此时保护可以可靠切出故障。对于外部近距离故障试验：当输电线路远端发生单相接地故障时，相关波形如图22～23所示。图22为外部近距离故障时的零序变量波形图；图23为外部近距离故障时的负序变量波形图。此时电抗器首端电压与虚拟零序补偿电压大小和相位几乎完全相等，它们的差接近零，约等于2倍动作量Uop远小于制动量Ures，负序判据同理，此时保护可以可靠不动。对于外部远距离故障试验：当输电线路远端发生单相接地故障时，相关波形如图24～25所示。图24为外部远距离故障时的零序变量波形图；图25为外部远距离故障时的负序变量波形图。此时电抗器首端电压与虚拟零序补偿电压大小和相位几乎完全相等，它们的差接近零，约等于2倍动作量Uop远小于制动量Ures，负序判据同理，此时保护可以可靠不动。对于输电线路非全相运行及单相重合试验：图26～27为外部输电线路非全相运行及其单相重合时，电抗器首端零序电压虚拟零序电压之间有效值和相位关系以及动作量和制动量的有效值波形图。图26为输电线路非全相运行及其单相重合时的零序变量波形图；图27为输电线路非全相运行及其单相重合时的负序变量波形图。此时，无论是非全相运行还是重合闸，由于零序网络等效电源在电抗器外部，相当于外部故障，约为0，约等于2倍动作量Uop远小于制动量Ures，负序判据同理，保护可以稳定不动。对于近端变压器零序阻抗较小时外部远距离故障试验：发生外部远距离故障时，如果近端(靠近电抗器)的变压器零序阻抗非常小，就会分流大部分零序电流，可能使流入电抗器支路的零序电流很小，从而可能使电抗器首端零序电压虚拟零序电压动作量Uop和制动量Ures的值都比较小，影响保护判据的正确判断。这种工况下各变量波形图如图28～29所示。图28为近端变压器零序阻抗较小，外部远距离故障时的零序变量波形图；图29为近端变压器零序阻抗较小，外部远距离故障时的负序变量波形图。此时由于分流作用，电抗器首端电压与虚拟零序补偿电压的值虽然都很小，且几乎相等，它们的差接近零，约等于2倍动作量Uop依然明显小于制动量Ures，此时保护依然可以可靠不动。综上所述，在本发明实施方式中，根据实际零序电流确定虚拟零序电压，和/或根据实际负序电流确定虚拟负序电压；根据实际零序电压和虚拟零序电压确定零序动作量和零序制动量，和/或根据实际负序电压和虚拟负序电压确定负序动作量和负序制动量；当零序动作量大于零序制动量和/或负序动作量大于负序制动量时，执行匝间保护动作。由此可见，本发明通过直接比较电抗器首端零序电压与反向补偿到电抗器首端的虚拟零序电压的大小，和/或比较电抗器首端负序电压与反向补偿到电抗器首端的虚拟负序电压的大小，可以准确区别电抗器外部故障和内部匝间故障，从而提高保护灵敏度。而且，与现有技术的保护方案相比，本发明实施方式简单、直观，灵敏度和可靠性高，受系统运行方式变化的影响较小。另外，本发明实施方式不但可以进行幅值比较，还可以进行相位比较，是一种比较理想的电抗器匝间保护方案。以上所述，仅为本发明的较佳实施例而已，并非用于限定本发明的保护范围。凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。