CN110112708A - 一种面向vsc-mtdc的行波差动保护方法和系统 - Google Patents

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Abstract

本发明涉及一种面向VSC‑MTDC的行波差动保护方法和系统。该方法包括如下步骤：获取多端柔性直流输电网中标定线路的本地线模电压和本地线模电流，并确定本地线模电压变化率和本地线模电流变化率；根据所述本地线模电压变化率和所述本地线模电流变化率确定行波能量，并根据所述行波能量确定所述多端柔性直流输电网中是否发生故障；当确定所述多端柔性直流输电网中发生故障时，根据所述行波能量对故障类型进行基于布尔量的识别，并根据识别确定的所述故障类型对所述标定线路进行相应保护。本发明的技术方案可使线路两侧的保护设备无需同步对时，且二者交换信息量少，具有较强的工程可实施性。

Description

一种面向VSC-MTDC的行波差动保护方法和系统
技术领域
本发明涉及电力系统技术领域，具体涉及一种面向VSC-MTDC的行波差动保护方法和系统。
背景技术
VSC-MTDC(Multi-terminal HVDC Based on Voltage Source Converter，基于电压源换流器的多端柔性直流输电网)是指由3个或3个以上的换流站及其直流输电线路组成的高压直流输电系统，在新能源并网、大容量远距离电能输送以及新增城市直流配电网等领域有着广泛的应用前景。但是与常规直流输电系统相比，VSC-MTDC的故障发展过程极快，在几个毫秒之内就能危及整个电网，传统的高压直流保护方案无法满足其极快的动作时间要求，很难进行实际工程应用。
发明内容
针对现有技术的不足，本发明提供一种面向VSC-MTDC的行波差动保护方法和系统。
一方面，本发明提供了一种面向VSC-MTDC的行波差动保护方法，该方法包括如下步骤：
获取多端柔性直流输电网中标定线路的本地线模电压和本地线模电流，并确定本地线模电压变化率和本地线模电流变化率。
根据所述本地线模电压变化率和所述本地线模电流变化率确定行波能量，并根据所述行波能量确定所述多端柔性直流输电网中是否发生故障。
当确定所述多端柔性直流输电网中发生故障时，根据所述行波能量对故障类型进行基于布尔量的识别，并根据识别确定的所述故障类型对所述标定线路进行相应保护。
另一方面，本发明提供了一种面向VSC-MTDC的行波差动保护系统，该系统包括：
获取模块，用于获取多端柔性直流输电网中标定线路的本地线模电压和本地线模电流，并确定本地线模电压变化率和本地线模电流变化率。
行波处理模块，用于根据所述本地线模电压变化率和所述本地线模电流变化率确定行波能量，并根据所述行波能量确定所述多端柔性直流输电网中是否发生故障。
故障处理模块，用于当确定所述多端柔性直流输电网中发生故障时，根据所述行波能量对故障类型进行基于布尔量的识别，并根据识别确定的所述故障类型对所述标定线路进行相应保护。
本发明提供的面向VSC-MTDC的行波差动保护方法和系统的有益效果是，在基于电压源换流器的多端柔性直流输电网中特定线路的首、末端分别进行本地线模电压和电流的测量，进而计算得到前行波、反行波能量，通过简单的阈值比较判断便可确定电网中是否发生故障，进一步通过前行波、反行波能量的比值，基于首、末端保护设备之间布尔量的信息传输结构，可快速确定故障为该特定线路的区内故障还是区外故障，进而采取相应保护策略。在此过程中，线路两侧的保护设备无需同步对时，且二者交换信息量少，具有较强的工程可实施性。
附图说明
为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作一简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动性的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
图1为本发明实施例的面向VSC-MTDC的行波差动保护方法的流程示意图；
图2为本发明实施例的多端柔性直流输电网的示意图；
图3-1为本发明实施例的P1-1处的线模电压示意图；
图3-2为本发明实施例的P1-1处的线模电流示意图；
图3-3为本发明实施例的P1-2处的线模电压示意图；
图3-4为本发明实施例的P1-2处的线模电流示意图；
图4-1为本发明实施例的P1-1处的线模前行波示意图；
图4-2为本发明实施例的P1-1处的线模反行波示意图；
图4-3为本发明实施例的P1-2处的线模前行波示意图；
图4-4为本发明实施例的P1-2处的线模反行波示意图；
图5-1为本发明实施例的P1-1处的行波能量示意图；
图5-2为本发明实施例的P1-2处的行波能量示意图；
图6为本发明实施例单一线路的保护方法示意图；
图7为本发明实施例的面向VSC-MTDC的行波差动保护系统的结构框图。
具体实施方式
以下结合附图对本发明的原理和特征进行描述，所举实例只用于解释本发明，并非用于限定本发明的范围。
如图1所示，本发明实施例的一种面向VSC-MTDC的行波差动保护方法包括如下步骤：
获取多端柔性直流输电网中标定线路的本地线模电压和本地线模电流，并确定本地线模电压变化率和本地线模电流变化率。
根据所述本地线模电压变化率和所述本地线模电流变化率确定行波能量，并根据所述行波能量确定所述多端柔性直流输电网中是否发生故障。
当确定所述多端柔性直流输电网中发生故障时，根据所述行波能量对故障类型进行基于布尔量的识别，并根据识别确定的所述故障类型对所述标定线路进行相应保护。
在本实施例中，在基于电压源换流器的多端柔性直流输电网中特定线路的首、末端分别进行本地线模电压和电流的测量，进而计算得到前行波、反行波能量，通过简单的阈值比较判断便可确定电网中是否发生故障，进一步通过前行波、反行波能量的比值，基于首、末端保护设备之间布尔量的信息传输结构，可快速确定故障为该特定线路的区内故障还是区外故障，进而采取相应保护策略。在此过程中，线路两侧的保护设备无需同步对时，且二者交换信息量少，具有较强的工程可实施性。
优选地，所述获取多端柔性直流输电网中标定线路的本地线模电压和本地线模电流，并确定本地线模电压变化率和本地线模电流变化率具体包括：
通过所述标定线路的首端及末端的测量设备获得正极电压u+、正极电流i+、负极电压u-和负极电流i-。
根据第一公式确定所述本地线模电压和所述本地线模电流，所述第一公式为：
其中，U1为所述本地线模电压，I1为所述本地线模电流。
根据第二公式确定所述本地线模电压变化率和所述本地线模电流变化率，所述第二公式为：
其中，ΔU1(t)为所述本地线模电压变化率，ΔI1(t)为所述本地线模电流变化率。其相当于进行微分计算。
优选地，所述根据所述本地线模电压变化率和所述本地线模电流变化率确定行波能量具体包括：
根据第三公式确定线模前行波与线模反行波，所述第三公式为：
其中，U1q为所述线模前行波，U1f为所述线模反行波，Z1为线路的波阻抗。
根据第四公式确定线模前行波能量与线模反行波能量，所述第四公式为：
其中，E1q为所述线模前行波能量，E1f为所述线模反行波能量，t为当前时刻，tpro为预设时间窗。
优选地，所述根据所述行波能量确定所述多端柔性直流输电网中是否发生故障具体包括：
当所述线模前行波能量和所述线模反行波能量中的任意一者大于预设阈值时，则判定所述多端柔性直流输电网中发生故障，其中，此时令t为故障发生时刻。
具体地，预设阈值可为100，即，当线模前行波能量和线模反行波能量中的任意一者大于100时，则确定电网中有故障发生。如果二者均小于等于100，则确定没有故障发生，保证在正常情况下保护方案不误动。另外，在预设时间窗中，测量与计算是实时进行的，当计算确定发生故障时，则当前时刻可被确定为故障发生时刻。
优选地，所述根据所述行波能量对故障类型进行基于布尔量的识别具体包括：
当所述线模反行波能量与所述线模前行波能量的比值小于或等于第一阈值时，由所述标定线路的首端保护设备向末端保护设备发送假值布尔量，且确定故障类型为所述标定线路的区外故障。
当所述线模反行波能量与所述线模前行波能量的比值大于第一阈值时，由所述标定线路的首端保护设备向末端保护设备发送真值布尔量，若在预设时间内接收到来自所述末端保护设备的假值布尔量或未接收到任何布尔量，则确定故障类型为所述标定线路的区外故障，若在预设时间内接收到来自所述末端保护设备的真值布尔量，则确定故障类型为所述标定线路的区内故障。
或者，当所述线模前行波能量与所述线模反行波能量的比值大于第二阈值时，由所述标定线路的首端保护设备向末端保护设备发送假值布尔量，且确定故障类型为所述标定线路的区外故障。
当所述线模前行波能量与所述线模反行波能量的比值小于或等于第二阈值时，由所述标定线路的首端保护设备向末端保护设备发送真值布尔量，若在预设时间内接收到来自所述末端保护设备的假值布尔量或未接收到任何布尔量，则确定故障类型为所述标定线路的区外故障，若在预设时间内接收到来自所述末端保护设备的真值布尔量，则确定故障类型为所述标定线路的区内故障。
具体地，当线模反行波能量E1f与线模前行波能量E1q满足如下公式时：
则正向判据成立，也就是此时应由首端保护设备向末端保护设备发送真值布尔量，否则反向判据成立，也就是此时应由首端保护设备向末端保护设备发送假值布尔量，且闭锁本地保护，并等待对端保护装置的反馈信号。其中，kset1为正向故障判据可靠系数，可取1.5。
或者，当线模前行波能量E1q与线模反行波能量E1f满足如下公式时：
则反向判据成立，也就是此时应由首端保护设备向末端保护设备发送假值布尔量，且闭锁本地保护，并等待对端保护装置的反馈信号，否则正向判据成立，也就是此时应由首端保护设备向末端保护设备发送真值布尔量。其中，kset2为正向故障判据可靠系数，可取3。
其中，真值布尔量即逻辑信号“1”，假值布尔量即逻辑信号“0”。
需要注意的是，虽然识别过程包括两种互为或者关系的判据，但是这意味着只要其中之一成立，则无需再考虑另一个。例如，如果线模反行波能量与线模前行波能量的比值大于第一阈值确认成立，也就是正向判据成立，则无需继续考虑线模前行波能量与线模反行波能量的比值是否小于或等于第二阈值。
在本优选实施例中，在进行电网内故障类型判断时，特定线路两端的保护设备仅需基于行波能量的数值进行简单的布尔量交互与计算，交换信息量较少，且进行信息交互的两端保护设备无需同步对时，在选择性和灵敏性上具有显著优势，具有较强的工程可实施性。
优选地，所述根据识别确定的所述故障类型对所述标定线路进行相应保护具体包括：
当所述故障类型为所述标定线路的区内故障时，使所述标定线路的首端及末端的断路器跳闸。
当所述故障类型为所述标定线路的区外故障时，禁止所述标定线路的首端及末端的断路器跳闸。
下面以一个实际案例对本发明的面向VSC-MTDC的行波差动保护方法进行进一步的说明。
如图2所示，该案例中的VSC-MTDC，也就是基于电压源换流器的多端柔性直流输电网包括四个换流站，即换流站1、换流站2、换流站3和换流站4，以及四条线路，即Line1、Line2、Line3和Line4，每条线路两端，即首端和末端均配置有断路器及电流电压测量设备。各换流站的电压等级为500kV，线路的波阻抗为265Ω。
以线路Line1为研究对象，令其首端的保护设备为P1-1，末端的保护设备为P1-2。
考虑严重故障场景，假设故障为线路Line3中点极间故障，对于线路Line1而言，该故障为区外故障。相应地，如果故障发生于线路Line1上，则对于线路Line1而言，此故障为区内故障。
以0.5ms作为时间窗，由线路Line1两端的测量设备实时测量该线路的正极电压u+、正极电流i+、负极电压u-和负极电流i-，并据此计算线路Line1上的线模电压和线模电流。其中，P1-1处的线模电压如图3-1所示，P1-1处的线模电流如图3-2所示，P1-2处的线模电压如图3-3所示，P1-2处的线模电流如图3-4所示。可以看到当前时刻，即故障发生时刻前5ms至故障发生时刻后20ms的线模电压及线模电流。
进一步，可计算线路Line1上的线模电压变化率与线模电流变化率，以及线模前行波与线模反行波。其中，P1-1处的线模前行波如图4-1所示，P1-1处的线模反行波如图4-2所示，P1-2处的线模前行波如图4-3所示，P1-2处的线模反行波如图4-4所示。
进一步，计算线路Line1上的线模前行波能量与线模反行波能量，由于保护设备P1-1处的线模前行波能量与线模反行波能量均大于100，判定多端柔性直流输电网发生故障。由于假设的情况确实是线路Line3发生故障，这一阶段的结果可以对本申请的保护方法进行初步认证。
保护设备P1-1处的行波能量随时间变化如图5-1所示，保护设备P1-2处的行波能量随时间变化如图5-2所示。可以看到，行波在故障发生后约0.48ms传递至保护设备P1-1处，在约0.55ms后行波到达保护设备P1-2处。
保护设备P1-1处的线模反行波能量与线模前行波能量的比值小于2·kset1，线模前行波能量与线模反行波能量的比值大于1·kset2，由保护设备P1-1向保护设备P1-2发送假值布尔量，即逻辑信号“0”，且确定故障类型为线路Line1的区外故障，此时立即本地闭锁，也就是禁止P1-1处的断路器跳闸。在5ms以内，又接收到来自保护设备P1-2的假值布尔量，即逻辑信号“0”，将二者进行逻辑与运算，依然得到逻辑信号“0”，确认为线路Line1的区外故障。
保护设备P1-2处的线模反行波能量与线模前行波能量的比值小于2·kset1，线模前行波能量与线模反行波能量的比值大于1·kset2，由保护设备P1-2向保护设备P1-1发送假值布尔量，即逻辑信号“0”，且确定故障类型为线路Line1的区外故障，此时立即本地闭锁，也就是禁止P1-2处的断路器跳闸。在5ms以内，又接收到来自保护设备P1-1的假值布尔量，即逻辑信号“0”，将二者进行逻辑与运算，依然得到逻辑信号“0”，确认为线路Line1的区外故障。这一阶段的结果可以进一步对本申请的保护方法进行认证。
需要注意的是，虽然以上是将线路Line1及其两端的保护设备P1-1、P1-2作为研究对象，但在电网运行的过程中，实际上是对所有线路及其两端的保护设备均进行监测，如果基于以线路Line3及其两端的保护设备，则可以得出多端柔性直流输电网中的故障为线路Line3的区内故障。
如图6所示，以单一线路为例进一步说明。线路首端及末端均设置有保护设备，对于基于首端保护设备及末端保护设备的多端柔性直流输电网中的特定线路，由于首端和末端的动作是相应的，可以首端为例。首先计算线模前行波能量E1q与线模反行波能量E1f，根据例如是否满足二者中的任意一者大于100确定是否启动判决成立，也就是确定电网中是否有故障发生。如果确定有故障发生，则进一步判断此时为反向判据成立还是正向判据成立，具体地，通过线模前行波能量与线模反行波能量的比值确定。
如果正向判据成立，则首端保护设备向末端保护设备发送逻辑信号“1”，如果一定时间内接收到末端保护设备发送的逻辑信号“1”时，对二者进行逻辑与运算，即图中的“&”，结果依然为“1”，则确定故障类型为该线路的区内故障，此时进行保护动作，也就是使两端的断路器均跳闸；如果一定时间内接收到末端保护设备发送的逻辑信号“0”时，对二者进行逻辑与运算，结果为“0”，则确定故障类型为该线路的区外故障，此时立即本地闭锁，也就是禁止两端的断路器跳闸。
如果反向判据成立，则首端保护设备向末端保护设备发送逻辑信号“0”，与此同时，使能，即图中的“en”站内闭锁信号，也就是立即禁止首端的断路器跳闸，如果一定时间内接收到末端保护设备发送的逻辑信号“0”时，进一步确定禁止末端的断路器跳闸。
如图7所示，本发明实施例的一种面向VSC-MTDC的行波差动保护系统包括：
获取模块，用于获取多端柔性直流输电网中标定线路的本地线模电压和本地线模电流，并确定本地线模电压变化率和本地线模电流变化率。
行波处理模块，用于根据所述本地线模电压变化率和所述本地线模电流变化率确定行波能量，并根据所述行波能量确定所述多端柔性直流输电网中是否发生故障。
故障处理模块，用于当确定所述多端柔性直流输电网中发生故障时，根据所述行波能量对故障类型进行基于布尔量的识别，并根据识别确定的所述故障类型对所述标定线路进行相应保护。
优选地，所述获取模块具体用于：
通过所述标定线路的首端及末端的测量设备获得正极电压u+、正极电流i+、负极电压u-和负极电流i-。
根据第一公式确定所述本地线模电压和所述本地线模电流，所述第一公式为：
其中，U1为所述本地线模电压，I1为所述本地线模电流。
根据第二公式确定所述本地线模电压变化率和所述本地线模电流变化率，所述第二公式为：
其中，ΔU1(t)为所述本地线模电压变化率，ΔI1(t)为所述本地线模电流变化率。
优选地，所述行波处理模块具体用于：
根据第三公式确定线模前行波与线模反行波，所述第三公式为：
其中，U1q为所述线模前行波，U1f为所述线模反行波，Z1为线路的波阻抗。
根据第四公式确定线模前行波能量与线模反行波能量，所述第四公式为：
其中，E1q为所述线模前行波能量，E1f为所述线模反行波能量，t为当前时刻，tpro为预设时间窗。
优选地，所述行波处理模块具体还用于：
当所述线模前行波能量和所述线模反行波能量中的任意一者大于预设阈值时，则判定所述多端柔性直流输电网中发生故障，其中，此时令t为故障发生时刻。
优选地，所述故障处理模块具体用于：
当所述线模反行波能量与所述线模前行波能量的比值小于或等于第一阈值时，由所述标定线路的首端保护设备向末端保护设备发送假值布尔量，且确定故障类型为所述标定线路的区外故障。
当所述线模反行波能量与所述线模前行波能量的比值大于第一阈值时，由所述标定线路的首端保护设备向末端保护设备发送真值布尔量，若在预设时间内接收到来自所述末端保护设备的假值布尔量或未接收到任何布尔量，则确定故障类型为所述标定线路的区外故障，若在预设时间内接收到来自所述末端保护设备的真值布尔量，则确定故障类型为所述标定线路的区内故障。
或者，当所述线模前行波能量与所述线模反行波能量的比值大于第二阈值时，由所述标定线路的首端保护设备向末端保护设备发送假值布尔量，且确定故障类型为所述标定线路的区外故障。
当所述线模前行波能量与所述线模反行波能量的比值小于或等于第二阈值时，由所述标定线路的首端保护设备向末端保护设备发送真值布尔量，若在预设时间内接收到来自所述末端保护设备的假值布尔量或未接收到任何布尔量，则确定故障类型为所述标定线路的区外故障，若在预设时间内接收到来自所述末端保护设备的真值布尔量，则确定故障类型为所述标定线路的区内故障。
优选地，所述故障处理模块具体还用于：
当所述故障类型为所述标定线路的区内故障时，使所述标定线路的首端及末端的断路器跳闸。
当所述故障类型为所述标定线路的区外故障时，禁止所述标定线路的首端及末端的断路器跳闸。
读者应理解，在本说明书的描述中，参考术语“一个实施例”、“一些实施例”、“示例”、“具体示例”或“一些示例”等的描述意指结合该实施例或示例描述的具体特征、结构、材料或者特点包含于本发明的至少一个实施例或示例中。在本说明书中，对上述术语的示意性表述不必针对的是相同的实施例或示例。而且，描述的具体特征、结构、材料或者特点可以在任一个或多个实施例或示例中以合适的方式结合。此外，在不相互矛盾的情况下，本领域的技术人员可以将本说明书中描述的不同实施例或示例以及不同实施例或示例的特征进行结合和组合。
尽管上面已经示出和描述了本发明的实施例，可以理解的是，上述实施例是示例性的，不能理解为对本发明的限制，本领域的普通技术人员在本发明的范围内可以对上述实施例进行变化、修改、替换和变型。

Claims (10)

1.一种面向VSC-MTDC的行波差动保护方法，其特征在于，所述方法包括如下步骤：
获取多端柔性直流输电网中标定线路的本地线模电压和本地线模电流，并确定本地线模电压变化率和本地线模电流变化率；
根据所述本地线模电压变化率和所述本地线模电流变化率确定行波能量，并根据所述行波能量确定所述多端柔性直流输电网中是否发生故障；
当确定所述多端柔性直流输电网中发生故障时，根据所述行波能量对故障类型进行基于布尔量的识别，并根据识别确定的所述故障类型对所述标定线路进行相应保护。
2.根据权利要求1所述的面向VSC-MTDC的行波差动保护方法，其特征在于，所述获取多端柔性直流输电网中标定线路的本地线模电压和本地线模电流，并确定本地线模电压变化率和本地线模电流变化率具体包括：
通过所述标定线路的首端及末端的测量设备获得正极电压u+、正极电流i+、负极电压u-和负极电流i-；
根据第一公式确定所述本地线模电压和所述本地线模电流，所述第一公式为：
其中，U1为所述本地线模电压，I1为所述本地线模电流；
根据第二公式确定所述本地线模电压变化率和所述本地线模电流变化率，所述第二公式为：
其中，ΔU1(t)为所述本地线模电压变化率，ΔI1(t)为所述本地线模电流变化率。
3.根据权利要求2所述的面向VSC-MTDC的行波差动保护方法，其特征在于，所述根据所述本地线模电压变化率和所述本地线模电流变化率确定行波能量具体包括：
根据第三公式确定线模前行波与线模反行波，所述第三公式为：
其中，U1q为所述线模前行波，U1f为所述线模反行波，Z1为线路的波阻抗；
根据第四公式确定线模前行波能量与线模反行波能量，所述第四公式为：
其中，E1q为所述线模前行波能量，E1f为所述线模反行波能量，t为当前时刻，tpro为预设时间窗。
4.根据权利要求3所述的面向VSC-MTDC的行波差动保护方法，其特征在于，所述根据所述行波能量确定所述多端柔性直流输电网中是否发生故障具体包括：
当所述线模前行波能量和所述线模反行波能量中的任意一者大于预设阈值时，则判定所述多端柔性直流输电网中发生故障，其中，此时令t为故障发生时刻。
5.根据权利要求3所述的面向VSC-MTDC的行波差动保护方法，其特征在于，所述根据所述行波能量对故障类型进行基于布尔量的识别具体包括：
当所述线模反行波能量与所述线模前行波能量的比值小于或等于第一阈值时，由所述标定线路的首端保护设备向末端保护设备发送假值布尔量，且确定故障类型为所述标定线路的区外故障；
当所述线模反行波能量与所述线模前行波能量的比值大于第一阈值时，由所述标定线路的首端保护设备向末端保护设备发送真值布尔量，若在预设时间内接收到来自所述末端保护设备的假值布尔量或未接收到任何布尔量，则确定故障类型为所述标定线路的区外故障，若在预设时间内接收到来自所述末端保护设备的真值布尔量，则确定故障类型为所述标定线路的区内故障；
或者，当所述线模前行波能量与所述线模反行波能量的比值大于第二阈值时，由所述标定线路的首端保护设备向末端保护设备发送假值布尔量，且确定故障类型为所述标定线路的区外故障；
当所述线模前行波能量与所述线模反行波能量的比值小于或等于第二阈值时，由所述标定线路的首端保护设备向末端保护设备发送真值布尔量，若在预设时间内接收到来自所述末端保护设备的假值布尔量或未接收到任何布尔量，则确定故障类型为所述标定线路的区外故障，若在预设时间内接收到来自所述末端保护设备的真值布尔量，则确定故障类型为所述标定线路的区内故障。
6.根据权利要求5所述的面向VSC-MTDC的行波差动保护方法，其特征在于，所述根据识别确定的所述故障类型对所述标定线路进行相应保护具体包括：
当所述故障类型为所述标定线路的区内故障时，使所述标定线路的首端及末端的断路器跳闸；
当所述故障类型为所述标定线路的区外故障时，禁止所述标定线路的首端及末端的断路器跳闸。
7.一种面向VSC-MTDC的行波差动保护系统，其特征在于，所述系统包括：
获取模块，用于获取多端柔性直流输电网中标定线路的本地线模电压和本地线模电流，并确定本地线模电压变化率和本地线模电流变化率；
行波处理模块，用于根据所述本地线模电压变化率和所述本地线模电流变化率确定行波能量，并根据所述行波能量确定所述多端柔性直流输电网中是否发生故障；
故障处理模块，用于当确定所述多端柔性直流输电网中发生故障时，根据所述行波能量对故障类型进行基于布尔量的识别，并根据识别确定的所述故障类型对所述标定线路进行相应保护。
8.根据权利要求7所述的面向VSC-MTDC的行波差动保护系统，其特征在于，所述获取模块具体用于：
通过所述标定线路的首端及末端的测量设备获得正极电压u+、正极电流i+、负极电压u-和负极电流i-；
根据第一公式确定所述本地线模电压和所述本地线模电流，所述第一公式为：
其中，U1为所述本地线模电压，I1为所述本地线模电流；
根据第二公式确定所述本地线模电压变化率和所述本地线模电流变化率，所述第二公式为：
其中，ΔU1(t)为所述本地线模电压变化率，ΔI1(t)为所述本地线模电流变化率。
9.根据权利要求8所述的面向VSC-MTDC的行波差动保护系统，其特征在于，所述行波处理模块具体用于：
根据第三公式确定线模前行波与线模反行波，所述第三公式为：
其中，U1q为所述线模前行波，U1f为所述线模反行波，Z1为线路的波阻抗；
根据第四公式确定线模前行波能量与线模反行波能量，所述第四公式为：
其中，E1q为所述线模前行波能量，E1f为所述线模反行波能量，t为当前时刻，tpro为预设时间窗。
10.根据权利要求9所述的面向VSC-MTDC的行波差动保护系统，其特征在于，所述故障处理模块具体用于：
当所述线模反行波能量与所述线模前行波能量的比值小于或等于第一阈值时，由所述标定线路的首端保护设备向末端保护设备发送假值布尔量，且确定故障类型为所述标定线路的区外故障；
当所述线模反行波能量与所述线模前行波能量的比值大于第一阈值时，由所述标定线路的首端保护设备向末端保护设备发送真值布尔量，若在预设时间内接收到来自所述末端保护设备的假值布尔量或未接收到任何布尔量，则确定故障类型为所述标定线路的区外故障，若在预设时间内接收到来自所述末端保护设备的真值布尔量，则确定故障类型为所述标定线路的区内故障；
或者，当所述线模前行波能量与所述线模反行波能量的比值大于第二阈值时，由所述标定线路的首端保护设备向末端保护设备发送假值布尔量，且确定故障类型为所述标定线路的区外故障；
当所述线模前行波能量与所述线模反行波能量的比值小于或等于第二阈值时，由所述标定线路的首端保护设备向末端保护设备发送真值布尔量，若在预设时间内接收到来自所述末端保护设备的假值布尔量或未接收到任何布尔量，则确定故障类型为所述标定线路的区外故障，若在预设时间内接收到来自所述末端保护设备的真值布尔量，则确定故障类型为所述标定线路的区内故障。
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