CN108614189A - 双馈风电场送出线三相短路故障方向判断方法及方向元件 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种双馈风电场送出线三相短路故障方向判断方法及方向元件，它包括：S1：建立双馈式风电场送出线故障模型；S2：对步骤S1中的故障模型进行分析，建立风电场送出线方向元件新判据；S3：计算方向元件新判据的相角，根据相角计算结果判断故障方向；S4：对判断结果进行仿真验证。本发明取得的有益效果是：通过对双馈式风电场送出线故障特征进行分析，在传统工频故障分量方向元件的基础上进行了改进，提出了风电场送出线新的方向元件判据，采用方向元件新判据判断后，在送出线不同位置发生三相故障时，线路两侧的保护均能实现故障方向的正确判断，解决了风电场送出线三相故障方向判别的难题。

Description

双馈风电场送出线三相短路故障方向判断方法及方向元件

技术领域

本发明涉及风电场技术领域，特别是一种双馈风电场送出线三相短路故障方向判断方法及方向元件。

背景技术

伴随着风力发电技术的不断发展，风电装机容量迅速增长，大规模风电接入系统，对电网继电保护产生了很大影响。大型风电场多以双馈感应发电机(doubly fedinduction generator，DFIG)为主，风电场送出线作为风电场向电网输送功率的重要通道，其运行安全对于风电场和电网的安全稳定运行都具有重大的意义，因此有必要研究适用于风电场送出线的可靠的继电保护方案。

方向元件是重要的继电保护元件之一。传统的方向元件一般是基于工频故障分量，其原理清晰、实现简单，且不受过渡电阻、负荷状态、系统运行方式、故障类型和故障点远近等的影响。然而，基于工频量的方向元件受暂态分量的影响十分严重。风电场具有弱电源特性，且其故障期间的电磁暂态特性与传统电网存在显著差异。具备低电压穿越能力的双馈风电场送出线的故障特征显示，故障电压、电流含有大量的谐波，且故障后风电场侧保护安装处电流的主频率可能不再保持工频，而是变为故障前风电机组的转速频率。这将致使传统的依据工频电压、电流相量的距离保护方向元件的动作性能受到严重影响，无法正常工作。

因此，需研究适用于风电场送出线的新型方向元件。文献1“Eissa M M.Currentdirectional protection technique based on polarizing current[J].InternationalJournal of Electrical Power&Energy Systems,2013,44(1):488-494.”根据正向故障时故障电流与负荷电流相位相近，反向故障时故障电流与负荷电流反方向相位相近的特点，提出通过判断故障电流与负荷电流相量和的幅值是否大于故障电流相量的幅值判断故障方向的方法。而风机接入的系统负荷电流变化频繁，仅依靠电流量判断故障方向存在一定困难。文献2“Petit M,Le Pivert X,Garcia-Santander L.Directional relays withoutvoltage sensors for distribution networks with distributed generation:Use ofsymmetrical components[J].Electric Power Systems Research,2010,80(10):1222-1228.”提出了两种基于序分量的方向元件，一种是直接利用负序分量和零序分量的比值，根据统计数据寻找到其故障边界值，将比值与边界值进行对比从而判断出故障方向；另一种则是通过比较五次谐波零序分量与正序分量比值判断故障方向，这两种方向元件在理想状况下均能够正常工作，但由于谐波分量容易受高次谐波和非周期分量的干扰，使得计算结果精确度较低，且这两种算法都需要用到零序分量，因此均不能应用于不接地故障。文献3“Ali Hooshyar,Maher Abdelkhalek Azzouz,Ehab F.El-Saadany.Three-phase faultdirection identification for distribution systems with DFIG-based wind DG[J].IEEE Transactions on Sustainable Energy,2014,5(3):747-756.”提出了一种故障电流分类方法，根据故障电流波形的差异来判断故障方向，可用于解决分布式电源接入的系统三相故障不能准确判断方向的问题，但判据较复杂。

针对于风电场送出线三相故障时方向元件误判的问题，本发明提出一种双馈风电场送出线三相短路故障方向判断方法及方向元件。

发明内容

有鉴于现有技术的上述缺陷，本发明的目的就是提供一种双馈风电场送出线三相短路故障方向判断方法及方向元件，通过对双馈式风电场送出线故障特征进行分析，在传统工频故障分量方向元件的基础上进行了改进，解决了风电场送出线三相故障方向判别的难题。

本发明的目的之一是通过这样的技术方案实现的，一种双馈风电场送出线三相短路故障方向判断方法，它包括有：

S1：建立双馈式风电场送出线故障模型；

S2：对步骤S1中的故障模型进行分析，建立风电场送出线方向元件新判据；

S3：计算方向元件新判据的相角，根据相角计算结果判断故障方向；

S4：对判断结果进行仿真验证。

进一步，所述步骤S2中的风电场送出线方向元件新判据为：

其中，U_po1为正序记忆电压，U_m、I_m分别为保护测量电压和电流，Z_set为整定阻抗。

进一步，在三相短路故障后20ms～30ms，若风机侧保护满足该判据，则认为发生了反方向故障，否则为正方向故障；若系统侧保护满足该判据，则认为发生了正方向故障，否则为反方向故障。

进一步，所述步骤S1中的故障模型建立如下：

S11：将风电场内部接线通过机组进行单机单变；

S12：对进行单机单变后的风电场出口电压进行升压；

S13：将多台风电机组汇集到一条集电线路接入升压后的母线；

S14：通过风电场主变压器及风电场送出线将电能送至双馈式风电场系统。

进一步，所述故障模型有一系列电阻和电抗构成，且电阻和电抗均为以机组自身额定值作为基准的标幺值。

本发明的另一个目的是通过这样的技术方案实现的，一种用于判断双馈风电场送出线三相短路故障的方向元件，它包括有：所述方向元件包括有一用于判断双馈风电场送出线三相短路故障的判据，所述判据为：

其中，U_po1为正序记忆电压，U_m、I_m分别为保护测量电压和电流，Z_set为整定阻抗。

进一步，还包括有：相间距离继电器采用正序电压极化的相间比相圆作为方向元件；

若三相短路故障后保护的正序电压跌落至三相短路故障前的20％以下，采用正序记忆电压作为极化电压，其动作方程如式(3)所示，

进一步，还包括有：相间距离继电器采用正序电压极化的相间比相圆作为方向元件；

若三相短路故障后保护的正序电压未跌落至三相短路故障前的20％以下，则采用故障正序电压作为极化电压，其动作方程如式(4)所示，

其中，U_f1为故障正序电压。

进一步，还包括有计及撬棒保护影响的双馈风力发电机组故障电流特性显示，定子故障电流包含了衰减直流分量，衰减的故障前风机转速频率分量，以及稳态基频分量，其中转速频率分量的三相电流的表达式如式(5)所示，稳态基频分量的三相电流的表达式如式(6)所示：

其中，a_α1、a_α2、a_α3、a_α4、a_β3、a_β4是与DFIG自身参数相关的系数，t为故障后的时刻，τ_r为转子绕组等效衰减时间常数，ω_r为故障前的转子角频率，ω₁为电机同步角频率。

进一步，设BC相间正序记忆电压为：u_bc1＝Asin(ω₁t+θ₁)，定子BC相间故障电流为：i_bc＝Bsin(ω_rt+θ₂)；其中A、B分别为电压和电流的幅值，θ₁、θ₂分别为电压、电流的初相角；

采用全周傅氏算法求取电压、电流工频分量的实虚部，以电压为例，其实部U_R和虚部U_I的计算公式分别如式(7)和式(8)所示：

求得记忆电压与定子故障电流的相角差如式(9)所示：

由于采用了上述技术方案，本发明具有如下的优点：

(1)相对于现有技术中提出的方向元件是基于风机提供的故障电流衰减速度快这一特点，其判据复杂，而本发明的方向元件新判据的判据简单，只需对传统方向元件进行简单改进；

(2)相对于现有技术中提出的方向元件至少需要两个周波的数据窗，而本发明的方向元件新判据可以实现30ms出口；

(3)相对于现有技术中方向元件的灵敏度是通过大量仿真进行验证的，且不同风机提供的故障电流衰减速度不尽相同，因此其判据整定值不具有通用性；而本发明的方向元件新判据使用的仍然是常规的工频量方向元件，保护安装在系统侧发生正方向故障和保护安装在风机侧发生反方向故障，这两种故障情况是由系统提供短路电流，常规的工频量方向元件仍然是适用的，这就保证了方向元件新判据的可靠性和实用性。

本发明的其他优点、目标和特征在某种程度上将在随后的说明书中进行阐述，并且在某种程度上，基于对下文的考察研究对本领域技术人员而言将是显而易见的，或者可以从本发明的实践中得到教导。

附图说明

本发明的附图说明如下：

图1为双馈风电场送出线三相短路故障方向判断方法的流程示意图。

图2为双馈风电场送出线三相短路故障系统连接示意图。

图3为风电场侧母线电压的波形图。

图4为风电场侧电流的波形图。

图5为系统侧电流的波形图。

图6为风机侧保护正方向50km处三相短路的风机侧保护记忆电压和风机侧电源电压的电压波形图。

图7为风机侧保护正方向50km处三相短路的风机侧保护记忆电压和风机侧电源电压的正序电压相角对比图。

图8为风机侧保护反方向出口三相短路的风机侧保护记忆电压和风机侧电源电压的电压波形图。

图9为风机侧保护反方向出口三相短路的风机侧保护记忆电压和风机侧电源电压的正序电压相角对比图。

图10为系统侧保护正方向出口三相短路的系统侧保护记忆电压和系统侧电源电压的电压波形图。

图11为系统侧保护正方向出口三相短路的系统侧保护记忆电压和系统侧电源电压的正序电压相角对比图。

图12为系统侧保护反方向出口三相短路的系统侧保护记忆电压和系统侧电源电压的电压波形图。

图13为系统侧保护反方向出口三相短路的系统侧保护记忆电压和系统侧电源电压的正序电压相角对比图。

图14为风机侧正方向50km处三相短路的风机侧保护相角测量结果。

图15为风机侧保护反方向出口三相短路的风机侧保护相角测量结果。

图16为风机侧保护正方向出口三相短路的系统侧保护相角测量结果。

图17为风机侧保护反方向出口三相短路的系统侧保护相角测量结果。

图18为送出线全长为100km时风机侧反向出口处保护方向元件的风机侧相角测量结果。

图19为送出线全长为100km时风机侧正方向80km处三相故障的风机侧保护方向元件的相角测量结果。

图20为送出线全长为50km且三相故障前风机转速为0.8p.u时的风机侧保护方向元件的相角测量结果。

图21为送出线全长为100km且三相故障前风机转速为0.8p.u时的风机侧保护方向元件的相角测量结果。

图22为送出线全长为200km且三相故障前风机转速为0.8p.u时的风机侧保护方向元件的相角测量结果。

具体实施方式

下面结合附图和实施例对本发明作进一步说明。

实施例：如图1所示；一种双馈风电场送出线三相短路故障方向判断方法，它包括有：

S1：建立双馈式风电场送出线故障模型；

S2：对步骤S1中的故障模型进行分析，建立风电场送出线方向元件新判据；

S3：计算方向元件新判据的相角，根据相角计算结果判断故障方向；

S4：对判断结果进行仿真验证。

步骤S2中的风电场送出线方向元件新判据为：

其中，U_po1为正序记忆电压，U_m、I_m分别为保护测量电压和电流，Z_set为整定阻抗。

在三相短路故障后20ms～30ms，若风机侧保护满足该判据，则认为发生了反方向故障，否则为正方向故障；若系统侧保护满足该判据，则认为发生了正方向故障，否则为反方向故障。

步骤S1中的故障模型建立如下：

S11：将风电场内部接线通过机组进行单机单变；

S12：对进行单机单变后的风电场出口电压进行升压；

S13：将多台风电机组汇集到一条集电线路接入升压后的母线；

S14：通过风电场主变压器及风电场送出线将电能送至双馈式风电场系统。

如图2至22所示；一种用于判断双馈风电场送出线三相短路故障方向的方向元件，它包括有：

S1：建立双馈式风电场送出线故障模型；

S2：对步骤S1中的故障模型进行分析，建立风电场送出线方向元件新判据；

S3：计算方向元件新判据的相角，根据相角计算结果判断故障方向；

S4：对判断结果进行仿真验证。

步骤S2中的风电场送出线方向元件新判据为：

其中，U_po1为正序记忆电压，U_m、I_m分别为保护测量电压和电流，Z_set为整定阻抗。

在三相短路故障后20ms～30ms，若风机侧保护满足该判据，则认为发生了反方向故障，否则为正方向故障；若系统侧保护满足该判据，则认为发生了正方向故障，否则为反方向故障。

步骤S1中的故障模型建立如下：

S11：将风电场内部接线通过机组进行单机单变；

S12：对进行单机单变后的风电场出口电压进行升压；

S13：将多台风电机组汇集到一条集电线路接入升压后的母线；

S14：通过风电场主变压器及风电场送出线将电能送至双馈式风电场系统。

一、传统距离保护方向元件适应性分析

1-1)双馈式风电场送出线故障特征分析

如图2所示，某总装机容量为300MW的双馈式风电场，风电场内部接线是每个5MW机组通过单机单变，将其出口电压0.69kV升高到35kV，多台风电机组汇集到一条集电线路接入35kV母线，经风电场主变压器及220kV风电场送出线到220kV母线，最后将电能送至系统。

在PSCAD/EMTDC电磁暂态平台建立该双馈式风电场系统的模型。系统主要参数如下：系统频率为50Hz；风电机组，额定容量5MW，额定电压0.69kV，定子电阻R_s＝0.00756p.u.，定子漏感L_sσ＝0.1425p.u.，转子电阻R_r＝0.00533p.u.，转子漏感L_rσ＝0.1425p.u.，励磁电感L_m＝2.1767p.u.，其中所有电阻和电抗均为以机组自身额定值作为基准的标幺值；箱式变压器，额定容量7.5MV·A，额定电压0.69kV/35kV，正序漏抗X_1σ＝0.0895p.u.，空载损耗P₀＝0.00035p.u.，铜耗P_cu＝0.0094p.u.；风电场主变压器，额定容量450MV·A，额定电压35kV/220kV，正序漏抗X_1σ＝0.0895p.u.，空载损耗P₀＝0.00035p.u.，铜耗P_cu＝0.0094p.u.；220kV送出线路，单位长度正序电阻r₁＝0.019Ω/km，正序电抗x₁＝0.2463Ω/km，正序电容c₁＝14.8024nF/km，零序电阻r₀＝0.2079Ω/km，零序电抗x₀＝0.7758Ω/km，零序电容c₀＝8.703nF/km，单位长度零序阻抗z₀＝Ω/km，线路长度l＝100km。

故障发生前DFIG的转子转速为1.2p.u.，仿真在t＝1s时刻在风电场送出线路的中点处(50km)发生三相短路，故障持续时间0.1s，撬棒于1.01s时投入，得到风电场侧母线电压、风电场侧电流和系统侧电流分别如图3至图5所示。

双馈式风电机组一般采用撬棒(Crowbar)保护电路实现低电压穿越，当电网发生故障导致转子电流过大或直流电容电压过高时，撬棒保护断开转子侧变流器与转子绕组的连接，并通过撬棒电阻短接转子绕组以旁路转子侧变流器。由仿真结果可以看出，撬棒保护动作后，风场侧保护安装处测量得到的三相故障电流中的交流分量迅速衰减，且其频率与系统侧保护安装处电流的频率不同。其中系统侧电流的主要频率分量为工频50Hz，而风电场侧电流主要频率为60HZ，即为故障前风机的转速频率，这与文献4“Ali Hooshyar,MaherAbdelkhalek Azzouz,Ehab F.El-Saadany.Distance protection of lines connectedto induction generator-based wind farms during balanced faults[J].IEEETransactions on Sustainable Energy,2014,5(4):1193-1203.”中关于风电场故障特征的描述相一致。

1-2)传统方向元件

相间距离继电器采用正序电压极化的相间比相圆作为方向元件，若故障后保护的正序电压跌落至故障前的20％以下，采用正序记忆电压作为极化电压，其动作方程如式(3)所示，其中U_po1为正序记忆电压，U_m、I_m分别为保护测量电压和电流，Z_set为整定阻抗。

反之，则采用故障正序电压作为极化电压，其动作方程如式(4)所示，其中U_f1为故障正序电压。

一)理论分析

计及撬棒保护影响的双馈风力发电机组故障电流特性显示，定子故障电流包含了衰减直流分量，衰减的故障前风机转速频率分量，以及稳态基频分量，其中转速频率分量的三相电流的表达式如式(5)所示，稳态基频分量的三相电流的表达式如式(6)所示：

其中，a_α1、a_α2、a_α3、a_α4、a_β3、a_β4是与DFIG自身参数相关的系数，t为故障后的时刻，τ_r为转子绕组等效衰减时间常数，ω_r为故障前的转子角频率，ω₁为电机同步角频率。

风电场送出线发生三相短路时，撬棒保护投入，保护安装处电压严重跌落，需采用记忆电压作为极化电压。定子故障电流以风机转速频率分量为主，故障后机端电压即为定子故障电流在故障点至保护安装处间的电压降落，因此，故障后DFIG机端电压也包含了角频率为ω_r的交流分量，而记忆电压为正弦稳态量。

设BC相间正序记忆电压为：u_bc1＝Asin(ω₁t+θ₁)，定子BC相间故障电流为：i_bc＝Bsin(ω_rt+θ₂)；其中A、B分别为电压和电流的幅值，θ₁、θ₂分别为电压、电流的初相角；

采用全周傅氏算法求取电压、电流工频分量的实虚部，以电压为例，其实部U_R和虚部U_I的计算公式分别如式(7)和式(8)所示：

求得记忆电压与定子故障电流的相角差如式(9)所示：

考虑风机故障电流频率变化范围35Hz～65Hz，得到记忆电压与定子故障电流的相角差。

二)仿真计算

仿真分析表明在风电场送出线三相故障，风电场保护测量的故障正序电压严重跌落，撬棒保护投入，采用正序记忆电压作为极化电压。将故障后DFIG实际机端电压的相角与保护安装处记忆电压的相角进行比较，如图6至图13所示，以故障时刻为0时刻，其中横轴为全周傅氏算法数据窗的终点时刻。

发生故障后方向元件相应的相角测量结果如图12至图17所示。为方便起见，令：

风电场送出线中点处发生三相故障时，风机侧保护安装处测量的短路电流是由风机提供的，系统侧保护反方向发生三相故障时，系统侧保护安装处测量的短路电流亦是由风机提供的，由图6、图7、图12、图13、图14和图17可知，故障后DFIG的运行状态发生了改变，使得记忆电压不能准确的反应故障电压的相位，从而不能获得准确、稳定的计算结果，导致方向元件可能出现误判。而风机侧保护反向出口处发生三相故障时，风机侧保护测量的短路电流是由系统电源提供的，系统侧保护出口发生三相故障时，系统侧保护测量的短路电流亦是由系统电源提供的，由图8、图9、图10、图11、图15和图16可知，记忆电压可以较准确的反映故障电压的相角，因此在保护安装处故障电压正序分量下降过多时，采用正序记忆电压作为极化电压仍能够实现故障方向的准确判别。对送出线不同位置处发生三相故障进行仿真，常规方向元件在不同时刻的判断结果如表1所示。

表1常规方向元件判别结果

由上述分析及仿真结果可知，风电场送出线发生三相故障时，若流过保护安装处的短路电流是由系统侧电源提供的，那么采用常规方向元件可以准确判断故障方向；反之，若流过保护安装处的短路电流是由风机侧电源提供的，那么常规方向元件便不能获得准确、稳定的判断结果。

二、方向元件新判据

2-1)方向元件新判据的提出

基于1-2)部分传统方向元件的分析，提出风电场送出线方向元件新判据：

采用全周傅氏算法计算，故障后一段时间内(比如故障后20ms～30ms)，若风机侧保护满足该判据，则认为发生了反方向故障，否则为正方向故障。若系统侧保护满足该判据，则认为发生了正方向故障，否则为反方向故障。

2-2)仿真分析

为了验证方向元件新判据的性能，以图2所示双馈式风电场为模型进行计算，考虑了故障前风机的转速、线路长度和故障点位置等多方面因素。

(1)风电机组故障前不同转速情况

令故障前风机的转速分别为1.2p.u、1.0p.u、0.8p.u，仿真分析送出线上不同位置处发生三相故障时方向元件新判据的动作情况，结果如图18、图19及表2所示(注：送出线全长为100km)。

表2风机故障前不同转速情况下改进方向元件的动作特性

仿真结果表明，故障前风机处于不同的转速的情况下，在线路不同位置处发生三相故障时，采用方向元件新判据均能实现故障方向的正确判断，出口时间为30ms。

(2)送出线长度

图20至图22分别是送出线长度为50公里、100公里和200公里时风机侧保护方向元件的测量结果，反方向故障时方向元件能获得正确稳定的计算结果，而正方向故障方向元件不能获得正确稳定的计算结果。表3、表4是送出线上不同位置处发生三相故障时方向元件新判据的动作情况举例。

表3送出线全长50km时改进方向元件的动作特性

表4送出线全长200km时改进方向元件的动作特性

仿真结果表明，对于不同长度的风电场送出线，其不同位置处发生三相故障时，采用方向元件新判据的判据均能实现故障方向的正确判断，出口时间为30ms。

(4)与其他方法对比分析

与文献3中提出的新型方向元件进行对比，方向元件新判据有如下优势：

a)文献3提出的方向元件是基于风机提供的故障电流衰减速度快这一特点，其判据复杂，而方向元件新判据的判据简单，只需对传统方向元件进行简单改进；

b)文献3提出的方向元件至少需要两个周波的数据窗，而方向元件新判据可以实现30ms出口；

c)文献3中方向元件的灵敏度是通过大量仿真进行验证的，且不同风机提供的故障电流衰减速度不尽相同，因此其判据整定值不具有通用性；而方向元件新判据使用的仍然是常规的工频量方向元件，保护安装在系统侧发生正方向故障和保护安装在风机侧发生反方向故障，这两种故障情况是由系统提供短路电流，常规的工频量方向元件仍然是适用的，这就保证了方向元件新判据的可靠性和实用性。

三、结论

可以得到如下结论：

1)当风电场送出线发生三相故障出现正序电压出现严重跌落时，方向元件需采用记忆电压作为极化电压，而记忆电压与实际故障电压的相角严重不符，且由于撬棒保护的投入以及故障电压、电流主频率变化等原因，致使方向元件可能出现误动或拒动；

2)风电场送出线发生三相故障时，若送出线保护装置的测量短路电流是由系统侧电源提供的，那么采用常规方向元件可以准确判断故障方向；若送出线保护装置的测量短路电流是由风机侧电源提供的，那么常规方向元件便不能获得准确、稳定的判断结果；

3)提出了风电场送出线新的方向元件判据，根据故障后一定时间内方向元件相角计算结果的波动幅度来判断故障方向；

4)仿真结果表明，采用新的方向元件判据后，在送出线不同位置处发生三相故障时，均能实现故障方向的正确判断，且不受故障前风机转速以及送出线全长等因素的影响。

应当理解的是，本说明书未详细阐述的部分均属于现有技术。最后说明的是，以上实施例仅用以说明本发明的技术方案而非限制，尽管参照较佳实施例对本发明进行了详细说明，本领域的普通技术人员应当理解，可以对本发明的技术方案进行修改或者等同替换，而不脱离本技术方案的宗旨和范围，其均应涵盖在本发明的权利要求范围当中。

Claims (10)

1.一种双馈风电场送出线三相短路故障方向判断方法，其特征在于，所述方法包括有：

S1：建立双馈式风电场送出线故障模型；

S2：对步骤S1中的故障模型进行分析，建立风电场送出线方向元件新判据；

S3：计算方向元件新判据的相角，根据相角计算结果判断故障方向；

S4：对判断结果进行仿真验证。

2.如权利要求1所述的双馈风电场送出线三相短路故障方向判断方法，其特征在于，所述步骤S2中的风电场送出线方向元件新判据为：

其中，U_po1为正序记忆电压，U_m、I_m分别为保护测量电压和电流，Z_set为整定阻抗。

3.如权利要求2所述的双馈风电场送出线三相短路故障方向判断方法，其特征在于，在三相短路故障后20ms～30ms，若风机侧保护满足该判据，则认为发生了反方向故障，否则为正方向故障；若系统侧保护满足该判据，则认为发生了正方向故障，否则为反方向故障。

4.如权利要求1所述的双馈风电场送出线三相短路故障方向判断方法，其特征在于，所述步骤S1中的故障模型建立如下：

S11：将风电场内部接线通过机组进行单机单变；

S12：对进行单机单变后的风电场出口电压进行升压；

S13：将多台风电机组汇集到一条集电线路接入升压后的母线；

S14：通过风电场主变压器及风电场送出线将电能送至双馈式风电场系统。

5.如权利要求4所述的双馈风电场送出线三相短路故障方向判断方法，其特征在于，所述故障模型有一系列电阻和电抗构成，且电阻和电抗均为以机组自身额定值作为基准的标幺值。

6.一种用于判断双馈风电场送出线三相短路故障的方向元件，其特征在于，所述方向元件包括有一用于判断双馈风电场送出线三相短路故障的判据，所述判据为：

其中，U_po1为正序记忆电压，U_m、I_m分别为保护测量电压和电流，Z_set为整定阻抗。

7.如权利要求6所述的用于判断双馈风电场送出线三相短路故障的方向元件，其特征在于，还包括有：相间距离继电器采用正序电压极化的相间比相圆作为方向元件；

若三相短路故障后保护的正序电压跌落至三相短路故障前的20％以下，采用正序记忆电压作为极化电压，其动作方程如式(3)所示，

8.如权利要求6所述的用于判断双馈风电场送出线三相短路故障的方向元件，其特征在于，还包括有：相间距离继电器采用正序电压极化的相间比相圆作为方向元件；

若三相短路故障后保护的正序电压未跌落至三相短路故障前的20％以下，则采用故障正序电压作为极化电压，其动作方程如式(4)所示，

其中，U_f1为故障正序电压。

9.如权利要求6所述的用于判断双馈风电场送出线三相短路故障的方向元件，其特征在于，还包括有计及撬棒保护影响的双馈风力发电机组故障电流特性显示，定子故障电流包含了衰减直流分量，衰减的故障前风机转速频率分量，以及稳态基频分量，其中转速频率分量的三相电流的表达式如式(5)所示，稳态基频分量的三相电流的表达式如式(6)所示：

其中，a_α1、a_α2、a_α3、a_α4、a_β3、a_β4是与DFIG自身参数相关的系数，t为故障后的时刻，τ_r为转子绕组等效衰减时间常数，ω_r为故障前的转子角频率，ω₁为电机同步角频率。

10.如权利要求9所述的用于判断双馈风电场送出线三相短路故障的方向元件，其特征在于，设BC相间正序记忆电压为：u_bc1＝Asin(ω₁t+θ₁)，定子BC相间故障电流为：i_bc＝Bsin(ω_rt+θ₂)；其中A、B分别为电压和电流的幅值，θ₁、θ₂分别为电压、电流的初相角；

采用全周傅氏算法求取电压、电流工频分量的实虚部，以电压为例，其实部U_R和虚部U_I的计算公式分别如式(7)和式(8)所示：

求得记忆电压与定子故障电流的相角差如式(9)所示：