当线路发生故障时，如果不能为线路上所储存的能量提供一个通道，则故障点电流能被难消除。由于直流线路故障电流不会像交流线路一样大，所以通过比较正常和故障时的稳态电流来判定是否发生故障是较为困难的。目前国内的主流特高压直流输电工程多采用行波保护为主保护，并配有基于电压水平的突变量保护和线路纵差保护作为后备保护。行波保护是采用故障后初始行波阶段的行波变化率和变化量来作为保护的判据，当发生高阻、远距离接地故障时保护的灵敏性不足。而突变量保护同样受到过渡电阻和故障距离的影响，同时在发生换相失败、交流母线故障时有误动的风险。对于直流线路纵差保护而言，能否区分区外故障和区内故障是关键所在，同时通讯通道的可靠性也是影响纵差保护的主要原因之一。我国直流输电工程日益增多，而且规模越来越大，但在线路保护的理论研究和核心的技术上有较大的差距，严重滞后了我国直流的自主性发展。在南方电网的事故统计报告中可以发现，仅有一半左右的线路故障能够被检测。大量的工程运行事故凸显了研究直流线路保护的必要性和紧迫性。本文首先基于行波理论分析了故障后线路电气量的暂态特性，同时基于在建的糯扎渡电站送电广东±800KV直流输电工程研究了该工程的线路保护与策略方案，并通过PSCAD仿真工具对该工程发生故障时线路保护动作情况进行了仿真测试，为该工程以后的调试、运行提供参考。实验表明在给定的定值情况下，当发生典型故障时线路保护能够合理动作。本文还探讨了过渡电阻、故障距离和交流母线故障对线路保护的影响，实验结果显示：过渡电阻对电压的变化率和电流的变化量影响较大，且会延长电压变化量和电流变化量达到定值的时间：当电阻增大到80欧姆时电流变化量判据无法满足导致行波保护不能启动，而突变量保护在过渡电阻为130欧姆时无法启动。故障距离同样会影响到电压变化率、电压变化量以及电流变化量，使上述判据的幅度变小并能延长满足定值的时间。因此得出高阻远距离接地故障是导致行波保护和突变量保护拒动的主要原因之一。对于专为高阻接地时所设置的后备保护，该工程的线路纵差保护能够满足要求，即在高阻接地时不拒动；交流系统故障时行波保护和线路纵差保护不会误动，而突变量保护则存在误动的风险。因此引入了电流变化量作为突变量保护的判据之一，有效避免了当交流母线发生故障时该保护误动的发生。