CN114243659A

CN114243659A - 基于调谐频率下测量波阻抗的高压直流输电线路纵联保护

Info

Publication number: CN114243659A
Application number: CN202111590874.3A
Authority: CN
Inventors: 李永丽; 刘宁宁; 陈晓龙; 李涛; 李松
Original assignee: Tianjin University
Current assignee: Tianjin University
Priority date: 2021-12-23
Filing date: 2021-12-23
Publication date: 2022-03-25
Anticipated expiration: 2041-12-23
Also published as: CN114243659B

Abstract

本发明涉及一种基于调谐频率下测量波阻抗的高压直流输电线路纵联保护方法，步骤是：确定区内外故障识别判据；确定故障启动判据；确定故障选极判据；确定保护方案；线路两侧持续采集电流、电压数据并提取其调谐频率分量，若某端直流线路保护安装处的电流满足故障启动判据，则该端保护启动元件启动，计算该端调谐频率下的测量波阻抗；当整流侧、逆变侧两端调谐频率下测量波阻抗均小于门槛值时，判为区内故障；否则为区外故障；判定为区内故障，则利用电压故障分量，计算选极函数实现故障极选择。本发明能够快速可靠识别直流线路区内、外故障，可靠保护线路全长，耐过渡电阻能力强，不需要线路两端数据实时同步，且动作速度较传统电流差动保护快。

Description

基于调谐频率下测量波阻抗的高压直流输电线路纵联保护

技术领域

本发明属于电力系统保护与控制技术领域，涉及一种基于调谐频率下测量波阻抗的高压直流输电线路纵联保护。

背景技术

高压直流输电(high voltage direct current，HVDC)在异步电网互联以及远距离大容量送电中应用广泛。HVDC输电距离一般超过1 000km，沿途地理/气候条件复杂恶劣，线路故障可能性较高，亟需可靠的直流线路保护。目前直流线路一般采用行波保护为其主保护，微分欠压保护和电流差动保护作为后备保护。行波保护动作速度快，但在高阻接地故障时波头检测困难；微分欠压保护基于线路电压微分和幅值构成判据，耐过渡电阻能力差；电流差动保护主要用于识别高阻接地故障，但现有判据未充分考虑线路分布电容的影响，动作速度较慢，甚至长达1.1s。

现有高压直流线路保护分为双端量保护和单端量保护。目前，双端量线路保护的研究热点主要基于行波原理和突变量分析。如利用故障后线路两端电压反行波幅值之比构成保护。有文献利用线路一侧前行波和另一侧反行波波形相关系数识别区内、外故障，该方法具有良好的耐过渡电阻能力，然而需传递波形数据，对信道要求较高。有文献提出利用S变换构造相角差判断电压、电流突变量极性异同，进而判别区内外故障，该保护方法耐受过渡电阻能力较强，但计算量大。

单端量线路保护研究热点主要基于直流系统的边界特性。直流输电线路两端均配置平波电抗器和直流滤波器，形成直流线路边界，起到阻隔高频量的作用。然而此类保护大多忽略直流线路对高频量的衰减作用。而对于特高压直流输电长线路，在线路末端区内故障时，尤其是末端区内高阻接地故障时线路首端保护元件测得的高频量可能小于整流侧近区区外金属性接地故障时保护元件测得的高频量，从而造成单端暂态量保护定值整定困难，甚至引起保护无法保护线路全长。为解决这一问题，有文献提出利用故障电流、直流电抗器压降构成方向判别元件，与边界元件配合实现全线保护，而此类方法保护速动性、可靠性有所下降。

发明内容

本发明的目的是克服传统高压直流输电线路保护的缺点，基于电压、电流行波提出一种基于调谐频率下测量波阻抗的高压直流输电线路纵联保护。

为实现本发明的目的，本发明所采用的技术方案如下：

基于调谐频率下测量波阻抗的高压直流输电线路纵联保护方法，包括步骤：

S1.确定区内外故障识别判据：

S2.确定故障启动判据：

S3.确定故障选极判据：

S4.确定保护方案：

利用相模变换实现直流双极输电系统两极电气量的解耦；

线路两侧持续采集电流、电压数据，并提取其调谐频率分量，若某端直流线路保护安装处的电流满足故障启动判据，则该端保护启动元件启动，计算该端调谐频率下的测量波阻抗；

当整流侧、逆变侧两端的调谐频率下测量波阻抗均小于门槛值时，判为区内故障；当其中任意一端的测量波阻抗大于门槛值时，判为区外故障；

若判定为区内故障，则利用电压故障分量，计算选极函数来实现故障极的选择。

优选的，区内外故障识别判据构造如下：

式中，Z_set为故障识别判据的门槛值，Z_Rmt、Z_Imt分别为整流侧、逆变侧两端调谐频率下的测量波阻抗，当Z_Rmt、Z_Imt均小于门槛值Z_set时，判为区内故障；当Z_Rmt、Z_Im中任一方大于Z_set时，判为区外故障。

优选的，所述线路整流侧、逆变侧两端调谐频率下的测量波阻抗计算方式如下：

式中，Z_Rmt、Z_Imt分别为整流侧、逆变侧两端调谐频率下的测量波阻抗，f_t表示直流滤波器的调谐频率，j＝1，2，…，J；J采样点个数，u_R1(f_t)、i_R1(f_t)、u_I1(f_t)、i_I1(f_t)分别为整流侧测点R和逆变侧测点I处的初始电压行波和初始电流行波调谐频率分量的采样值，其值分别等于相应电压行波调谐频率分量u_Rb(f_t)、u_Rf(f_t)、u_Ib(f_t)、u_If(f_t)和电流行波调谐频率分量i_Rb(f_t)、i_Rf(f_t)、i_Ib(f_t)、i_If(f_t)之和，如下所示：

优选的，所述线路整流侧、逆变侧两端的故障启动判据如下：

式中，i_R(f_t)、i_I(f_t)为直流输电线路整流侧以及逆变侧两端保护安装处调谐频率电流采样值，i_set为预设电流阈值。

优选的，所述电压故障分量选极函数如下所示：

故障选极判据如下：

式中，W为电压故障分量选极函数，Δu_R1、Δu_R2分别为正极、负极整流侧线路保护安装处测得的电压故障分量，其值等于故障后暂态电压与正常运行时相应电压之差，W_set1、W_set2为故障选极判据整定值。

优选的，利用检测到故障后极短时间内线路两侧的电压、电流行波构成识别判据，数据窗时间长度小于2T，T＝l_line/v,l_line是直流输电的线路长度，v是故障行波传播速度。

优选的，正极线路电压故障分量的解耦如下式：

式中，X可取为R或I，对应于整流侧或逆变侧；Δu_X11和Δu_X10分别为正极电压故障分量的线模分量和地模分量；Δu_X1和Δu_X2分别为正极、负极电压故障分量。

本发明以直流滤波器阻抗--频率特性为基础，发现故障后调谐频率下的电压正向行波、反向行波在线路边界处满足近似全反射的关系，以此为基础，结合区内、外故障时故障行波传输特性发现：直流线路区内故障时，在调谐频率下整流侧和逆变侧的测量波阻抗均接近于0Ω；区外故障时，靠近故障点线路一端的测量波阻抗为线路波阻抗，值约为245Ω，线路另一端测量波阻抗接近于0Ω；据此，可判别区内、区外故障。

本发明该保护方案计算量小，能够可靠、快速识别区内、外故障，可靠保护线路全长，且耐过渡电阻能力强且动作速度较传统电流差动保护快，另外不需要线路两端数据的实时同步，对通讯信道的要求较低。

附图说明

图1是本发明实施例提供的双极HVDC系统结构示意图；

图2是本发明实施例的向家坝-上海直流滤波器阻抗-频率特性图；

图3是本发明实施例的区内故障时附加网络和行波传输过程示意图；

图4是本发明实施例的区外故障时附加网络和行波传输过程示意图；

图5是本发明实施例的保护方案的流程图；

图6a、图6b、图6c、图6d、图6e、图6f分别是区内故障时仿真实验图，图6a表示区内故障时启动电流i_R(f_t)、i_I(f_t)图，图6b表示区内故障时整流侧调谐频率下的电压正向、反向行波图，图6c表示区内故障时逆变侧调谐频率下的电压正向、反向行波图，图6d表示区内故障时整流侧调谐频率下的电流正向、反向行波图，图6e表示区内故障时逆变侧调谐频率下的电流正向、反向行波图，图6f表示故障选极电压Δu_R1、Δu_R2图；

图7a、图7b、图7c分别是区外故障时仿真实验图，图7a示出区外故障时启动电流i_R(f_t)、i_I(f_t)图，图7b示出区外故障时整流侧调谐频率下的电压正向、反向行波图，图7c示出区外故障时整流侧调谐频率下的电流正向、反向行波图。

具体实施方式

下面结合附图对本发明的具体实施方式作进一步的详细说明。

为使本发明实施例的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。

基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其它实施例，都属于本发明保护的范围。

双极HVDC((high voltage direct current，HVDC)系统基本结构如图1所示，主要包括直流输电线路、整流站和逆变站3部分。图1中，直流滤波器和平波电抗器L_p构成线路边界，用D₁、D₂表示；R、I分别为整流侧、逆变侧测点；f₁～f₅表示故障发生位置。

在HVDC输电系统中，为了降低流入直流线路的谐波分量，一般在直流线路侧配备直流滤波器。以±800kV向家坝-上海特高压直流输电工程为例，对线路边界进行分析。向上直流工程中平波电抗器电感值为150mH，直流线路两端均配置2/12/39三调谐直流滤波器，图2给出了直流滤波器的阻抗-频率特性图。

由图2所示，当频率小于100Hz时，直流滤波器表现为容性，其阻抗幅值随着频率的增大而线性减小；在调谐频率f_t处(600Hz、1950Hz)，直流滤波器等效阻抗近似为0；当频率大于2kHz时，直流滤波器的阻抗幅值随着频率的增大而线性增加。

基于行波理论，故障电压行波从直流线路传输到边界处时会发生反射。式(1)给出了故障电压行波由直流输电线路传至线路边界时的反射系数。

K_f＝(Z_eq-Z_c)/(Z_eq+Z_c) (1)

式中：K_f表示线路边界的电压行波反射系数；Z_c为直流线路波阻抗；Z_eq为线路两端测点R或I背侧等效阻抗，等于平波电抗器与换流器等值阻抗Z_S串联后，再与直流滤波器并联，如式(2)所示。

Z_eq＝(Z_p+Z_S)//Z_lb (2)

式中：Z_p为平波电抗器阻抗；Z_S为换流器等值阻抗；Z_lb为直流滤波器等值阻抗。一般认为逆变侧测点I的背侧等效阻抗等于整流侧测点R的背侧等效阻抗，故线路两端边界的电压反射系数相同。

结合由图2得到的结论，直流滤波器在调谐频率f_t处等值阻抗幅值较小，接近于0，则根据式(2)可得此时测点R或测点I的背侧等效阻抗均可认为等于0；进而根据式(1)可得，调谐频率下线路边界处的电压反射系数K_f近似为-1。根据行波传输特性，当故障电压入射波由直流输电线路传至线路边界时，会在线路边界会产生一个大小相等、方向相反的电压反射波，即边界元件会对调谐频率下的电压行波产生近似全反射的作用。

区内故障特性分析：

根据叠加原理，直流线路故障后系统可等效为故障附加状态与正常运行状态的叠加，得到此情况下故障附加网络和行波传输过程，如图3所示。图中：-U_F为故障点F叠加的故障电压源；R_f为过渡电阻。

如图3所示，区内故障发生后故障点产生初始故障行波，并沿线路向两端传送。按规定的正方向，整流侧保护R首先检测到第1次反向行波u_Rb、i_Rb，之后反向行波在线路边界D₁处反射形成的整流侧第1次正向行波u_Rf、i_Rf；逆变侧的行波传输过程与整流侧类似，u_Ib、i_Ib以及u_If、i_If分别是逆变侧第1次反向行波、第1次正向行波。

区内故障时，整流侧测点R处的初始电压行波u_R1和初始电流行波i_R1可分别表示为：

定义线路一端的测量波阻抗Z_m为线路初始电压行波与初始电流行波的比值，则区内故障时线路整流侧的测量波阻抗Z_Rm为：

同理分析，可得到区内故障时逆变侧的测量波阻抗Z_Im为：

根据前述分析可知，调谐频率下线路两端边界处的电压反射系数K_f均近似为-1，则根据式(4)、式(5)可得，区内故障时，在调谐频率下整流侧和逆变侧的测量波阻抗均接近于0Ω。

区外故障特性分析：

当发生整流侧区外故障时(如图1中f₂故障)，故障附加网络和相应的行波传输过程如图4。如图4，整流侧区外故障发生后，故障点产生的初始故障行波经边界元件在D₁发生折射传至整流侧测点R，使整流侧检测到第一次正向行波u_Rf、i_Rf；随后u_Rf、i_Rf沿线路经时间T(T＝l_line/v，l_line为直流线路全长，v为故障行波传输速度，其值一般接近于光速)传播至逆变侧，形成逆变侧第1次反向行波u_Ib、i_Ib，随即反向行波在D₂处发生反射形成逆变侧第1次正向行波u_If、i_If。

可见，发生整流侧区外故障时，整流侧测点R首先检测到故障正向行波u_Rf、i_Rf，在之后的2T时间内均无法检测到故障反向行波，即故障发生后，整流侧测点R处感受到的初始行波为正向行波u_Rf、i_Rf，此时，整流侧的测量波阻抗为直流线路波阻抗，如式(6)所示：

由于线模分量较为稳定，故本发明利用电压、电流的线模分量实现保护。研究直流线路线模波阻抗，发现当频率大于1000Hz时，线模波阻抗为一纯电阻，且电阻值基本稳定在245Ω。结合上文的结论，区内故障时整流侧和逆变侧调谐频率下的测量波阻抗都接近于0Ω，为确保区内外故障情况下测量波阻抗存在明显的差异，本发明所选的调谐频率f_t＝1950Hz，其值大于1000Hz。在此频率下，整流侧的测量波阻抗接近于245Ω。事实上，线路波阻抗表达式为：

式中：r、l、g、c分别为直流线路单位长度的电阻、电感、电导和电容，ω为角频率。在频率较高时，由于r<<ωl和g<<ωc，则

近似为纯阻抗，其相位接近0。

整流侧区外故障时，逆变侧测点I处感受到的初始行波既有反向行波u_Ib、i_Ib，也有正向行波u_If、i_If。此时逆变侧的测量波阻抗如式(5)所示，在调谐频率下其值接近于0Ω。

当逆变侧区外故障时，分析过程与整流侧区外故障时类似，不再赘述。

综上可知，直流线路区外故障时，在调谐频率下，靠近故障点线路一端的测量波阻抗为直流线路波阻抗Z_c，其值约为245Ω，线路另一端测量波阻抗接近于0Ω。

对比区内外故障的情况发现：直流线路区内故障时，在调谐频率下整流侧和逆变侧的测量波阻抗均接近于0Ω；区外故障时，靠近故障点线路一端的测量波阻抗约为245Ω，线路另一端测量波阻抗接近于0Ω。由此，可构造故障识别判据。

因此，本发明的保护方案的确定如下：

步骤S1.确定区内外故障识别判据：

利用检测到故障后极短时间内线路两侧的电压、电流行波构成识别判据，数据窗时间长度应小于2T。特高压直流输电距离往往在1000km以上，则2T一般大于6ms；考虑到雷电干扰持续时间一般为3ms，同时为躲过故障后控制系统作用影响，最终选取数据窗时间长度为5ms。

定义调谐频率f_t下整流侧测点R和逆变侧测点I处的测量波阻抗分别如式(8)所示：

式中，f_t表示直流滤波器的调谐频率；j＝1，2，…，J；J为5ms内的采样点个数。u_R1(f_t)、i_R1(f_t)、u_I1(f_t)、i_I1(f_t)分别为整流侧测点R和逆变侧测点I处的初始电压行波和初始电流行波调谐频率分量的采样值，其值分别等于相应电压行波调谐频率分量u_Rb(f_t)、u_Rf(f_t)、u_Ib(f_t)、u_If(f_t)和电流行波调谐频率分量i_Rb(f_t)、i_Rf(f_t)、i_Ib(f_t)、i_If(f_t)之和，如下面式子所示。

区内外故障识别判据构造如下：

式中，Z_set为故障识别判据的门槛值。Z_Rmt和Z_Imt分别为整流侧、逆变侧两端调谐频率下的测量波阻抗，如下面式子所示。当Z_Rmt、Z_Imt均小于门槛值Z_set时，判为区内故障；当Z_Rmt、Z_Im中任一方大于Z_set时，判为区外故障。

区内故障时，线路两端调谐频率下的测量波阻抗均接近于0Ω；区外故障时，靠近故障点线路一端的测量波阻抗约为245Ω，线路另一端测量波阻抗接近于0Ω。由此，门槛值取值可为Z_set＝(0+245)/2≈123Ω。

需要注意的是，如图6所示，区内故障时正向行波、反向行波方向相反，大小可能并不完全相等，导致测量波阻抗并不严格等于0Ω。这是由于在仿真模型中线路与换流器之间除了有平波电抗器、直流滤波器，还存在中性母线接地电容、中性母线滤波器、接地电阻等，使得调谐频率下线路末端阻抗不能达到理想的短路状态，部分能量会透过线路边界进入交流侧。理论部分为简化分析忽略了这些元件的影响，但并不破坏故障识别判据的可靠性。

步骤S2.建立故障启动判据：

直流输电系统正常运行情况下，线路两端保护安装处调谐频率下电流均接近零；故障后，该频点电流均明显增大。由此，构造故障启动判据如下：

式中：i_R(f_t)、i_I(f_t)为直流输电线路两端保护安装处调谐频率电流采样值；i_set为故障启动判据中设定的门槛值，门槛值的设定需考虑线路末端(或首端)高阻接地故障时整流侧(或逆变侧)相应频率分量电流值，本发明考虑线路首、末端过渡电阻为300Ω故障时保护仍能可靠启动的情况，并保留一定的裕度，最终选取i_set＝4A。

步骤S3.建立故障选极判据：

对于双极HVDC输电系统，极间故障时，两极电压故障分量幅值接近；单极故障时，非故障极电压故障分量幅值小于故障极；由此，构造选极函数如下面式子所示：

故障选极判据如下：

式中，Δu_R1、Δu_R2分别为正极、负极整流侧线路保护安装处测得的电压故障分量(其值等于故障后暂态电压与正常运行时相应电压之差)；W_set1、W_set2为故障选极判据整定值。同杆并架的两极直流线路耦合系数一般小于0.5；考虑到线路末端高阻接地故障时，经长线路的衰减作用，故障极整流侧测得的电压信号可能与非故障极整流侧测得的电压信号强度相差不大，并考虑一定的裕度，选取W_set1＝1.5、W_set2＝0.6。

步骤S4.确定保护方案(逻辑)：

利用相模变换实现直流双极输电系统两极电气量的解耦。其中，正极线路电压故障分量的解耦如式(14)：

式中，X可取为R或I，对应于整流侧或逆变侧；Δu_X11和Δu_X10分别为正极电压故障分量的线模分量和地模分量；Δu_X1和Δu_X2分别为正极、负极电压故障分量。电流故障分量的解耦过程与之类似。由于线模分量较为稳定，故本发明利用电压、电流的线模分量实现保护，具体方案流程如图5所示。线路两侧持续采集电流、电压数据(并提取其调谐频率分量)，若某端直流线路保护安装处的电流满足式(11)，则该端保护启动元件启动，根据式(8)计算该端调谐频率下的测量波阻抗，再利用式(10)判别区内外故障；若判定为区内故障，则利用电压故障分量，根据式(12)计算选极函数W，根据式(13)实现故障极的选择。

仿真验证：

利用PSCAD软件建立如图1所示的高压直流工程仿真模型。直流系统额定输送功率为6 400MW，额定电压和电流分别为±800kV和4kA，线路全长1907km，两极直流线路同杆并架，线路采用依频参数模型，且均为6分裂导线，平波电抗器电感值为150mH，线路两端配置2/12/39三调谐直流滤波器。故障发生在t＝3s时刻，故障持续时间为10s。采样频率设为20kHz。

区内故障时的仿真结果：

直流线路中点发生金属性接地故障时的仿真结果如图图6a、图6b、图6c、图6d、图6e、图6f所示。由图6a可以看出，故障发生后，直流线路两端调谐频率电流i_R(f_t)、i_I(f_t)均明显变化，故障后5ms内其幅值均值均大于启动判据门槛值i_set＝4A，线路两端保护均启动。

由图6b～6c可知：故障行波到达整流侧或逆变侧后，调谐频率下电压正向行波和反向行波大小近似相等、方向相反，验证了区内故障时电压行波调谐频率分量在线路边界处发生近似全反射这一结论；由图6d～6e可知，线路两端调谐频率下电流正向行波和反向行波大小近似相等、方向相同。计算得到此时调谐频率下整流侧和逆变侧的测量波阻抗Z_Rmt、Z_Imt分别为9Ω和11Ω，均小于门槛值Z_set＝123Ω，保护判定为线路区内故障。

由图6f可知，故障极电压Δu_R1的幅值大于非故障极电压Δu_R2的幅值，经计算得到选极函数W＝4.97，大于整定值W_set1，判定为正极故障，实现准确选极。

区外故障时的仿真结果：

整流侧交流系统发生三相接地短路时(图1中f₄处)，仿真结果如图7a、7b、7c所示。由图7a可以看出，整流侧区外故障发生后，由于距离较近，整流侧迅速检测到故障信号，该侧调谐频率电流i_R(f_t)明显突变，在3.000～3.005s时段，i_R(f_t)幅值均值大于门槛值i_set，该侧保护启动；受线路传输时延的影响，故障后的5ms内，逆变侧调谐频率电流i_I(f_t)仍接近于0，在3.005～3.01s时段，i_I(f_t)幅值均值大于门槛值i_set，该侧保护启动。

由图7b、7c可知：整流侧区外故障时，整流侧保护R首先检测到调谐频率下故障正向行波u_Rf(f_t)和i_Rf(f_t)，在之后的2T时间内测得的故障反向行波u_Rb(f_t)和i_Rb(f_t)几乎为0，即故障发生后，整流侧测点R处感受到的初始行波为正向行波，此时得到整流侧调谐频率下的测量波阻抗Z_Rmt＝243Ω，接近于直流线路波阻抗，大于门槛值Z_set，此时无需考虑逆变侧测量波阻抗Z_Imt的大小，仅利用单端故障信息即可快速判定为整流侧区外故障。

本发明基于线路两端调谐频率下测量波阻抗的大小实现保护，能可靠保护线路全长；区外故障时仅需利用单端电气量即可准确识别，快速性好；区内故障时单侧保护的判断时间小于10ms，考虑站间通信时延，总体保护动作时间小于20ms，快速性仍远优于直流线路常规电流差动保护。

以上实施例仅用以说明本发明的技术方案而非对其限制，尽管参照上述实施例对本发明进行了详细的说明，所属领域的普通技术人员应当理解：依然可以对本发明的具体实施方式进行修改或者等同替换，而未脱离本发明精神和范围的任何修改或者等同替换，其均应涵盖在本发明的权利要求保护范围之内。

Claims

1.基于调谐频率下测量波阻抗的高压直流输电线路纵联保护方法，其特征在于，步骤是：

S1.确定区内外故障识别判据：

S2.确定故障启动判据：

S3.确定故障选极判据：

S4.确定保护方案：

利用相模变换实现直流双极输电系统两极电气量的解耦；

2.根据权利要求1所述基于调谐频率下测量波阻抗的高压直流输电线路纵联保护方法，其特征在于，区内外故障识别判据构造如下：

3.根据权利要求2所述基于调谐频率下测量波阻抗的高压直流输电线路纵联保护方法，其特征在于，所述线路整流侧、逆变侧两端调谐频率下的测量波阻抗计算方式如下：

4.根据权利要求3所述基于调谐频率下测量波阻抗的高压直流输电线路纵联保护方法，其特征在于，所述线路整流侧、逆变侧两端的故障启动判据如下：

5.根据权利要求4所述基于调谐频率下测量波阻抗的高压直流输电线路纵联保护方法，其特征在于，所述电压故障分量选极函数如下所示：

故障选极判据如下：

6.根据权利要求5所述基于调谐频率下测量波阻抗的高压直流输电线路纵联保护方法，其特征在于，正极线路电压故障分量的解耦如下式：

式中，X可取为R或I，对应于整流侧或逆变侧，Δu_X11和Δu_X10分别为正极电压故障分量的线模分量和地模分量，Δu_X1和Δu_X2分别为正极、负极电压故障分量。

7.根据权利要求1所述基于调谐频率下测量波阻抗的高压直流输电线路纵联保护方法，其特征在于，利用检测到故障后极短时间内线路两侧的电压、电流行波构成识别判据，数据窗时间长度小于2T，T＝l_line/v,l_line是直流输电的线路长度，v是故障行波传播速度。

8.根据权利要求1所述基于调谐频率下测量波阻抗的高压直流输电线路纵联保护方法，其特征在于，区内外故障识别判据中预设测量波阻抗阈值为Z_set＝(0+245)/2≈123Ω。