CN114578184A - 一种直流输电线路双端行波频差比值故障测距方法及系统 - Google Patents
一种直流输电线路双端行波频差比值故障测距方法及系统 Download PDFInfo
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Abstract
本发明涉及一种直流输电线路双端行波频差比值故障测距方法及系统，属于电力系统继电保护技术领域。本发明首先从直流输电系统两端分别采集故障行波暂态量信号并计算两端故障行波暂态量信号的关联信号；再分别计算两端关联信号的频域信号，并筛选出反应故障位置的等间隔频谱；最后计算频域信号的等间隔频差值，计算两端频差值的比值，利用该比值进行故障测距。本发明利用直流输电系统两端的故障行波暂态信号在系统边界和故障点的自由振荡形成的等间隔分布频谱规律实现故障定位，无需识别行波波头性质、无需标定波到时刻。不受行波波头陡度、波头缺失、行波数据缺损、波速的影响，抗干扰能力、抗过渡电阻能力强，测距结果准确、可靠。
Description
技术领域
本发明涉及一种直流输电线路双端行波频差比值故障测距方法及系统，属于电力系统继电保护技术领域。
背景技术
直流输电(high voltage direct current，HVDC)具有传输距离远、输送容量大、电能损耗小等优势，广泛应用于远距离电能传输、跨区域电网互联等工程、分布式能源接入电网工程等领域。由于直流线路较长，受所跨越的地区气候条件、地形地貌条件差异影响，线路故障概率很高，故障巡线难度大，因此，具有可靠性和准确性的线路故障定位技术对于保证电力系统安全稳定运行，提高系统可靠性具有重要意义。
直流线路于交流线路相比，线路电压不存在周期性过零点，任何时刻发生故障的情况下都具有幅值较大的故障行波暂态量，且行波只在故障点和换流站之间发生折反射，其故障行波的自然频率特征更为显著，更适合采用频域法实现故障测距。基于自然频率法测距的思想最早于1979年，由Swift发现故障行波的频谱与故障位置距离有关，且受线路终端的结构影响。与行波法相比，利用自然频率法测距避免了行波波头识别和标定不准确引起的误差，具有计算结果稳定性的优势。但是采用故障行波的自然频率法测距精度受以下因素影响：一是直流系统双端实体物理边界的存在使得故障行波在系统双端的反射角并非0°，导致自然频率主频的偏移。二是对于多导线传输线路而言，导线间的耦合使得非对称故障情况下，双端获得的自然频率频谱为各模量的频谱混叠，由于各模量波速不一致，导致测距计算误差。三是线路上发生靠近线路终端的位置故障时，其自然频率高于行波采集装置的采样率时，存在测距死区。
发明内容
本发明要解决的技术问题是提供一种直流输电线路双端行波频差比值故障测距方法及系统，用以解决上述故障定位存在的问题。
本发明的技术方案是：一种直流输电线路双端行波频差比值故障测距方法，具体步骤为：
Step1：从直流输电系统两端分别采集故障行波暂态量信号，并计算两端故障行波暂态量信号的关联信号。
Step2：分别计算两端关联信号的频域信号，并筛选出反应故障位置的等间隔频谱。
Step3：计算频域信号的等间隔频差值，计算两端频差值的比值，利用该比值进行故障测距。
所述Step1具体为：
Step1.1：从直流输电系统两端分别采集故障行波暂态量信号。
其中，所述故障行波暂态量信号包括：
从直流输电系统两端行波测距装置采集到的故障行波电压信号、故障电流信号。
从直流输电系统两端故障录波器采集到的故障电压、故障电流信号。
从直流输电系统两端行波耦合箱采集到的故障电流信号。
Step1.2：判断是否为单极故障，若是，则执行Step1.4，若否，则执行Step1.3。
Step1.3：求取故障行波暂态量信号的相邻采样点的值之差，作为前一个采样点的新值。
Step1.4：通过Karenbauer变换矩阵解耦直流线路，求取极空间模量行波暂态信号，并求取该暂态信号的相邻采样点的值之差，作为前一个采样点的新值，以此构造故障行波暂态量信号的关联信号。
所述Step2具体为：
Step2.1：分别计算直流输电线路两端关联信号的频域信号。
Step2.2：分别计算两端频域信号的频谱。
Step2.3：判断两端频域信号的频谱是否为等间隔，若否，则执行Step2.4，若是，则分别计算两端频域信号的频差。
Step2.4：分别计算直流输电线路两端关联信号的幂变换信号，返回Step2.1。
所述Step3具体为：
Step3.1：分别提取双端等间隔频谱的谱峰位置的频率值，对任意相邻两个频率值作差，得到两端各自频谱所对应相等的频差。
Step3.2：按照式(1)求出双端频差的比值ΩMN，M表示双端直流系统的一端，N表示双端直流系统的另一端。
式(1)中，ΔωM、ΔωN分别表示M端和N端计算所得的角频差、ΔfM、ΔfN分别表示M端和N端计算所得的频差，双端频差和角频差分别满足式(2)、(3)的关系式。
Step3.3：利用双端频差的比值ΩMN所构造的测距公式(4)，得到测距结果k％。
式(4)中，xf表示故障点相对于M端的距离，k％表示故障点相对于M端的距离占线路总长的百分比，l表示直流线路全长。
所述Step3.2还可以为，按照式(5)求取双端频差的比值ΩMN。
所述Step3.3还可以为，利用双端频差的比值ΩNM所构造的测距公式(6)，得到测距结果(1-k)％。
一种直流输电线路双端行波频差比值故障测距系统，包括：
信号采集模块，用于从直流输电系统两端分别采集故障行波暂态量信号。
信号预处理模块，用于计算两端故障行波暂态量信号的关联信号。
频域信号分析模块，分别计算两端关联信号的频域信号，并筛选出反应故障位置的等间隔频谱。
频域信号处理模块，用于计算频域信号的等间隔频差值，并计算两端频差值的比值。
故障测距模块，用于计算和记录故障测距结果。
所述信号采集模块包括：
电压电流变送单元，用于变换互感器二次侧的电压电流信号为行波装置A/D采集的信号。
模拟量采集单元，用于将电压电流模拟量信号转换成数字信号。
数据存储单元，用于按时标命名录波数据文件，并存储于本地存储器。
突变量启动单元，用于判断波形突变是否大于设定的启动阈值，若是，则将电压电流信号存储成录波数据文件。
所述信号预处理模块包括：
故障选极单元，用于判断单极故障还是极间故障。
数值计算单元1，用于求取故障行波暂态量信号的相邻采样点的值之差，作为前一个采样点的新值。
数值计算单元2，用于利用Karenbauer变换矩阵解耦直流线路，求取极空间模量行波暂态信号，并求取该暂态信号的相邻采样点的值之差，作为前一个采样点的新值，以此构造故障行波暂态量信号的关联信号。
所述频域信号分析模块包括：
时频变换单元，用于提取直流输电线路两端关联信号的频域信号。
频谱计算单元，用于计算两端频域信号的频谱。
频谱判断单元，用于判断两端频域信号的频谱是否为等间隔。
信号计算单元，用于计算直流输电线路两端关联信号的幂变换信号。
所述频域信号处理模块包括：
频差计算单元，用于提取双端等间隔频谱的谱峰位置的频率值，对任意相邻两个频率值作差，得到两端各自频谱所对应相等的频差。
比值计算单元，用于求出双端频差的比值ΩMN、ΩNM，M表示双端直流系统的一端，N表示双端直流系统的另一端。
本发明的有益效果是：本发明应用在直流输电线路故障测距中，方法不受系统边界条件影响，规避了行波波头识别的不可靠、波到时刻的标定的不精确所带来的误差；利用双端频差比构造测距方程，测距精度不受波头畸变、波形缺损、首波头丢失的影响，数学上减少了波速衰减的影响，不依赖双端同步对时，对高阻故障等弱故障模态具有较好的鲁棒性；可利用行波测距装置采集的行波信号，亦可利用故障录波器采集的信号实现，不受干扰信号、通道噪声、通道同步性影响，作为现有行波测距算法的补充和辅助，测距结果归算至杆塔号，线路长度不参与测距计算，其精度不受线路长度实际变化影响。
附图说明
图1是直流系统等效模型示意图；
图2是平波电抗器和直流滤波器构成的物理边界示意图；
图3是实施例1中的系统M端行波测距装置获得的故障电压行波示意图；
图4是实施例1中的系统N端行波测距装置获得的故障电压行波示意图；
图5是实施例1中的系统M端故障行波电压关联信号示意图；
图6是实施例1中的系统N端故障行波电压关联信号示意图；
图7是实施例1中的系统M端的故障行波的频谱示意图；
图8是实施例1中的系统N端的故障行波的频谱示意图；
图9是实施例2中的系统M端行波测距装置获得的故障电压行波示意图；
图10是实施例2中的系统N端行波测距装置获得的故障电压行波示意图；
图11是实施例2中的系统M端极空间模量故障电压行波示意图；
图12是实施例2中的系统N端极空间模量故障电压行波示意图；
图13是实施例2中的系统M端故障行波电压关联信号示意图；
图14是实施例2中的系统N端故障行波电压关联信号示意图；
图15是实施例2中的系统M端的故障行波的频谱示意图；
图16是实施例2中的系统N端的故障行波的频谱示意图；
图17是实施例2中的系统M端的高阶奇次方后的故障行波频谱示意图；
图18是实施例2中的系统N端的高阶奇次方后的故障行波频谱示意图；
图19是实施例3中的系统M端行波耦合箱获得的故障电压行波关联信号示意图；
图20是实施例3中的系统N端行波耦合箱获得的故障电压行波关联信号示意图；
图21是实施例3中系统M端的故障行波的频谱示意图；
图22是实施例3中系统N端的故障行波的频谱示意图；
图23是实施例3中的流程示意图；
图24是实施例3中的步骤Step1流程示意图；
图25是实施例3中的步骤Step2流程示意图；
图26是实施例3中的步骤Step3流程示意图；
图27是实施例3中的系统框图。
具体实施方式
下面结合附图和具体实施方式，对本发明作进一步说明。
图1为所述直流输电系统示意图。如图1所示的±800kV直流输电系统仿真模型，线路采用频率相关模型。每极换流单元为双12脉冲换流器串联组成。直流输电线路为六分裂导线，线路长为1500km，线路两侧装有400mH的平波电抗器。系统量测端分别为M端和N端。
图2为平波电抗器和直流滤波器构成的物理边界示意图。如图2所示，直流侧特征谐波次数为Kp次，其中p为换流器的脉波数，K为任意正整数，因此直流滤波器选用12/24/36三调谐滤波器。其参数为：L＝400mH、L1＝39.09mH、L2＝26.06mH、L3＝19.545mH、L4＝34.75mH、C1＝0.9μF、C2＝0.9μF、C3＝1.8μF、C4＝0.675μF。图中B1～B4、D1、D2分别为直流滤波器、平波电抗器、直流母线的避雷器。平波电抗器在行波频率范围内，可视为开路。
实施例1：假设在距离M端600km处发生双极金属性短路故障，采样率为200kHz。具体实施步骤为：
Step1：从直流输电系统两端分别采集故障行波暂态量信号并计算两端故障行波暂态量信号的关联信号。
M端和N端通过行波测距装置获得的故障电压行波暂态量信号如图3、图4所示。
Step1.2：判断是否为单极故障，若否，则执行Step1.3。
Step1.3：求取故障行波暂态量信号的相邻采样点的值之差，作为前一个采样点的新值，具体包括：
分别按式(5)、(6)求取故障行波暂态量信号的相邻采样点的值之差，作为前一个采样点的新值。
ΔuM(k1)＝uM(k1+1)-uM(k1) (5)
ΔuN(k1)＝uN(k1+1)-uN(k1) (6)
式中，k1＝1，2，...(1ength(u)-1)，length(u)表示信号u的长度。u(k)表示在采样点k1值所对应的故障行波暂态电压信号，Δu(k1)表示相邻采样点k1+1和k1所对应的故障行波暂态量信号之差。
所求得的两端的故障行波暂态量信号的关联信号如图5、图6所示。
Step2：分别计算两端关联信号的频域信号，并筛选出反应故障位置的等间隔频谱。
Step2.1：分别计算直流输电线路两端关联信号的频域信号。
首先对系统两端的故障行波暂态信号关联信号ΔuM、ΔuN分别进行傅里叶变换。
Step2.2：分别计算两端频域信号的频谱，如图7、图8所示。
Step2.3：判断两端频域信号的频谱是否为等间隔，若是，则执行Step3，分别计算两端频域信号的频差。
Step3：计算频域信号的等间隔频差值，计算两端频差值的比值，利用该比值进行故障测距，具体包括：
Step3.1：分别提取双端等间隔频谱的谱峰位置的频率值ω，如图7、图8中圆圈标注所示。
按式(7)和(8)对任意相邻两个频率值作差，得到两端各自频谱所对应相等的频差。
ΔωM＝ωM(k2+1)-ωM(k2) (7)
ΔωN＝ωN(k2+1)-ωN(k2) (8)
根据式(2)、(3)、(7)、(8)计算得到计算结果为：ΔfM＝249.873Hz，ΔfN＝166.57Hz。k2＝1，2，...(length(ω)-1)，length(ω)表示频谱谱峰频率ω序列的长度。
Step3.2：按照式(1)求出双端频差的比值ΩMN＝1.5。
进一步的，利用双端频差的比值ΩMN所构造的测距公式(4)，求出故障距离k％＝40％，可知故障点位于近M端，在线路全长的40％处。
实施例2：假设在距离M端350km处发生单极接地故障，过渡电阻为500欧姆，采样率为200kHz，具体实施步骤为：
Step1：从直流输电系统两端分别采集故障行波暂态量信号并计算两端故障行波暂态量信号的关联信号，具体包括：
Step1.1：从直流输电系统两端M端和N端通过行波测距装置获得的故障电压行波暂态量信号如图9、图10所示。
Step1.2：判断是否为单极故障，若是，则执行Step1.4。
Step1.4：当所述直流输电线路上发生单极接地短路故障的情况下，通过Karenbauer变换矩阵解耦直流线路，求取极空间模量行波暂态信号，计算得到的极空间模量行波暂态信号如图11、图12所示。
获取两端的故障行波暂态量信号的关联信号，分别按式(5)、(6)求取故障行波暂态量信号的相邻采样点的值之差，作为前一个采样点的新值。
所求得的两端的故障行波暂态量信号的关联信号如图13、图14所示。
Step2：分别计算两端关联信号的频域信号，并筛选出反应故障位置的等间隔频谱，具体步骤如下：
Step2.1：分别计算直流输电线路两端关联信号的频域信号。
首先对系统两端的故障行波暂态关联信号ΔuM、ΔuN分别进行傅里叶变换。
Step2.2：分别计算两端频域信号的频谱，如图15、图16所示。
Step2.3：判断两端频域信号的频谱是否为等间隔，若否，则执行Step2.4。
Step2.4：分别计算直流输电线路两端关联信号的幂变换信号，具体包括：
对系统两端的故障行波暂态关联信号求取其大于或者等于3的高阶奇数次方后的信号，再返回执行Step2.1～Step2.2，得到系统两端的故障行波等间隔频谱如图17、图18所示。
Step2.5：判断两端频域信号的频谱是否为等间隔，若是，则执行Step3，分别计算两端频域信号的频差。
Step3：计算频域信号的等间隔频差值，计算两端频差值的比值，利用该比值进行故障测距，具体包括：
Step3.1：分别提取双端等间隔频谱的谱峰位置的频率值ω，如图17、图18中圆圈标注所示。
按式(7)和(8)对任意相邻两个频率值作差，得到两端各自频谱所对应相等的频差。
根据式(2)、(3)、(7)、(8)计算得到计算结果为：ΔfM＝425.81Hz，ΔfN＝129.6Hz。
Step3.2按照式(1)求出双端频差的比值ΩMN＝3.2856。
进一步的，利用双端频差的比值ΩMN所构造的测距公式()，测距结果k％＝23.33％，可知故障点位于近M端，在线路全长的23.33％处。
实施例3：假设在距离M端248.33km处发生双极金属性短路故障，采样率为200kHz，具体实施步骤同实施例一。通过线路两端行波耦合箱所获得的故障行波暂态变化量如图19、图20所示。系统两端获得的等间隔频谱如图21、图22所示。计算测距结果k％＝16.56％，可知故障点位于近M端，在线路全长的16.56％处。
图23是本发明提供的直流输电线路故障测距方法的第三实施例的流程示意图，如图23所示，包括步骤：
Step1：从直流输电系统两端分别采集故障行波暂态量信号并计算两端故障行波暂态量信号的关联信号。
Step2：分别计算两端关联信号的频域信号，并筛选出反应故障位置的等间隔频谱。
Step3：计算频域信号的等间隔频差值，计算两端频差值的比值，利用该比值进行故障测距。
Step1具体包括，如图24所示：
Step1.1：从直流输电系统两端分别采集故障行波暂态量信号。
所述故障行波暂态量信号还包括：
从直流输电系统两端行波测距装置采集故障行波电压信号、故障电流信号。
从直流输电系统两端故障录波器采集到的故障电压、故障电流信号。
从直流输电系统两端行波耦合箱采集到的故障电流信号。
Step1.2：判断是否为单极故障，若是，则执行Step1.4，若否，则执行Step1.3。
Step1.3：求取故障行波暂态量信号的相邻采样点的值之差，作为前一个采样点的新值。
Step1.4：通过Karenbauer变换矩阵解耦直流线路，求取极空间模量行波暂态信号，并求取该暂态信号的相邻采样点的值之差，作为前一个采样点的新值，以此构造故障行波暂态量信号的关联信号。
Step2具体包括，如图25所示：
Step2.1：分别计算直流输电线路两端关联信号的频域信号。
Step2.2：分别计算两端频域信号的频谱。
Step2.3：判断两端频域信号的频谱是否为等间隔，若否，则执行Step2.4，若是，则分别计算两端频域信号的频差。
Step2.4：分别计算直流输电线路两端关联信号的幂变换信号，返回Step2.1。
Step3具体包括，如图26所示：
Step3.1：分别提取双端等间隔频谱的谱峰位置的频率值，对任意相邻两个频率值作差，得到两端各自频谱所对应相等的频差。
Step3.2：按照式(1)求出双端频差的比值ΩMN，M表示双端直流系统的一端，N表示双端直流系统的另一端。
式(1)中，ΔωM、ΔωN分别表示M端和N端计算所得的角频差、ΔfM、ΔfN分别表示M端和N端计算所得的频差，双端频差和角频差分别满足式(2)、(3)的关系式。
Step3.3：利用双端频差的比值ΩMN所构造的测距公式(4)，得到测距结果k％。
式(4)中，xf表示故障点相对于M端的距离，k％表示故障点相对于M端的距离占线路总长的百分比，l表示直流线路全长。
如图27所示，一种直流输电线路双端行波频差比值故障测距系统，包括：
信号采集模块301，用于从直流输电系统两端分别采集故障行波暂态量信号。
信号预处理模块302，用于计算两端故障行波暂态量信号的关联信号。
频域信号分析模块303，分别计算两端关联信号的频域信号，并筛选出反应故障位置的等间隔频谱。
频域信号处理模块304，用于计算频域信号的等间隔频差值，并计算两端频差值的比值。
故障测距模块305，用于计算和记录故障测距结果。
其中，所述的一种直流输电线路双端频差比值故障测距系统，其特征在于，信号采集模块301具体包括：
电压电流变送单元3011，用于变换互感器二次侧的电压电流信号为行波装置A/D采集的信号。
模拟量采集单元3012，用于将电压电流模拟量信号转换成数字信号。
数据存储单元3013，用于按时标命名录波数据文件，并存储于本地存储器。
其中，所述的一种直流输电线路双端频差比值故障测距系统，其特征在于，信号预处理模块302具体包括：
故障选极单元3021，用于判断单极故障还是极间故障。
数值计算单元3022A，用于求取故障行波暂态量信号的相邻采样点的值之差，作为前一个采样点的新值。
数值计算单元3022B，用于利用Karenbauer变换矩阵解耦直流线路，求取极空间模量行波暂态信号，并求取该暂态信号的相邻采样点的值之差，作为前一个采样点的新值，以此构造故障行波暂态量信号的关联信号。
突变量启动单元3023，用于判断波形突变是否大于设定的启动阈值，若是，则将电压电流信号存储成录波数据文件。
其中，所述的一种直流输电线路双端频差比值故障测距系统，其特征在于，频域信号分析模块303具体包括：
时频变换单元3031，用于提取直流输电线路两端关联信号的频域信号。
频谱计算单元3032，用于计算两端频域信号的频谱。
频谱判断单元3033，用于判断两端频域信号的频谱是否为等间隔。
信号计算单元3034，用于计算直流输电线路两端关联信号的幂变换信号。
其中，所述的一种直流输电线路双端频差比值故障测距系统，其特征在于，频域信号处理模块304具体包括：
频差计算单元3041，用于提取双端等间隔频谱的谱峰位置的频率值，对任意相邻两个频率值作差，得到两端各自频谱所对应相等的频差。
比值计算单元3042，用于求出双端频差的比值ΩMN、ΩNM，M表示双端直流系统的一端，N表示双端直流系统的另一端。
以上结合附图对本发明的具体实施方式作了详细说明，但是本发明并不限于上述实施方式，在本领域普通技术人员所具备的知识范围内，还可以在不脱离本发明宗旨的前提下作出各种变化。
Claims (10)
1.一种直流输电线路双端行波频差比值故障测距方法，其特征在于：
Step1：从直流输电系统两端分别采集故障行波暂态量信号，并计算两端故障行波暂态量信号的关联信号；
Step2：分别计算两端关联信号的频域信号，并筛选出反应故障位置的等间隔频谱；
Step3：计算频域信号的等间隔频差值，计算两端频差值的比值，利用该比值进行故障测距。
2.根据权利要求1所述的直流输电线路双端行波频差比值故障测距方法，其特征在于，所述Step1具体为：
Step1.1：从直流输电系统两端分别采集故障行波暂态量信号；
Step1.2：判断是否为单极故障，若是，则执行Step1.4，若否，则执行Step1.3；
Step1.3：求取故障行波暂态量信号的相邻采样点的值之差，作为前一个采样点的新值；
Step1.4：通过Karenbauer变换矩阵解耦直流线路，求取极空间模量行波暂态信号，并求取该暂态信号的相邻采样点的值之差，作为前一个采样点的新值，以此构造故障行波暂态量信号的关联信号。
3.根据权利要求1所述的直流输电线路双端行波频差比值故障测距方法，其特征在于，所述Step2具体为：
Step2.1：分别计算直流输电线路两端关联信号的频域信号；
Step2.2：分别计算两端频域信号的频谱；
Step2.3：判断两端频域信号的频谱是否为等间隔，若否，则执行Step2.4，若是，则分别计算两端频域信号的频差；
Step2.4：分别计算直流输电线路两端关联信号的幂变换信号，返回Step2.1。
4.根据权利要求1所述的直流输电线路双端行波频差比值故障测距方法，其特征在于，所述Step3具体为：
Step3.1：分别提取双端等间隔频谱的谱峰位置的频率值，对任意相邻两个频率值作差，得到两端各自频谱所对应相等的频差；
Step3.2：按照式(1)求出双端频差的比值ΩMN，M表示双端直流系统的一端，N表示双端直流系统的另一端；
式(1)中，ΔωM、ΔωN分别表示M端和N端计算所得的角频差、ΔfM、ΔfN分别表示M端和N端计算所得的频差，双端频差和角频差分别满足式(2)、(3)的关系式；
Step3.3：利用双端频差的比值ΩMN所构造的测距公式(4)，得到测距结果k％；
式(4)中，xf表示故障点相对于M端的距离，k％表示故障点相对于M端的距离占线路总长的百分比，l表示直流线路全长。
5.根据权利要求4所述的直流输电线路双端行波频差比值故障测距方法，其特征在于：所述Step3.2还可以为，按照式(5)求取双端频差的比值ΩNM；
所述Step3.3还可以为，利用双端频差的比值ΩNM所构造的测距公式(6)，得到测距结果(1-k)％。
6.一种直流输电线路双端行波频差比值故障测距系统，其特征在于，包括：
信号采集模块，用于从直流输电系统两端分别采集故障行波暂态量信号；
信号预处理模块，用于计算两端故障行波暂态量信号的关联信号；
频域信号分析模块，分别计算两端关联信号的频域信号，并筛选出反应故障位置的等间隔频谱；
频域信号处理模块，用于计算频域信号的等间隔频差值，并计算两端频差值的比值；
故障测距模块，用于计算和记录故障测距结果。
7.根据权利要求6所述的直流输电线路双端行波频差比值故障测距系统，其特征在于，所述信号采集模块包括：
电压电流变送单元，用于变换互感器二次侧的电压电流信号为行波装置A/D采集的信号；
模拟量采集单元，用于将电压电流模拟量信号转换成数字信号；
数据存储单元，用于按时标命名录波数据文件，并存储于本地存储器；
突变量启动单元，用于判断波形突变是否大于设定的启动阈值，若是，则将电压电流信号存储成录波数据文件。
8.根据权利要求6所述的直流输电线路双端行波频差比值故障测距系统，其特征在于，所述信号预处理模块包括：
故障选极单元，用于判断单极故障还是极间故障；
数值计算单元1，用于求取故障行波暂态量信号的相邻采样点的值之差，作为前一个采样点的新值；
数值计算单元2，用于利用Karenbauer变换矩阵解耦直流线路，求取极空间模量行波暂态信号，并求取该暂态信号的相邻采样点的值之差，作为前一个采样点的新值，以此构造故障行波暂态量信号的关联信号。
9.根据权利要求6所述的直流输电线路双端行波频差比值故障测距系统，其特征在于，所述频域信号分析模块包括：
时频变换单元，用于提取直流输电线路两端关联信号的频域信号；
频谱计算单元，用于计算两端频域信号的频谱；
频谱判断单元，用于判断两端频域信号的频谱是否为等间隔；
信号计算单元，用于计算直流输电线路两端关联信号的幂变换信号。
10.根据权利要求6所述的直流输电线路双端行波频差比值故障测距系统，其特征在于，所述频域信号处理模块包括：
频差计算单元，用于提取双端等间隔频谱的谱峰位置的频率值，对任意相邻两个频率值作差，得到两端各自频谱所对应相等的频差；
比值计算单元，用于求出双端频差的比值ΩMN、ΩNM，M表示双端直流系统的一端，N表示双端直流系统的另一端。
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