CN116316488B - 一种风电场风机汇集系统保护配置及参数整定方法 - Google Patents

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Abstract

本发明公开了一种风电场风机汇集系统保护配置及参数整定方法。为了克服现有技术中基于风场故障和新能源场短路计算方法不够清晰导致电网故障时无法进行完善整定配置的问题，本发明包括根据电网常规对称短路故障与不对称短路故障，在两种短路故障下分别对带撬棒保护的单台双馈式风电机组进行短路电流表达式解析；得到单台双馈式风电机组两种故障下的短路电流解析式后，进一步解析获取风电场汇集线路在两种故障下的短路电流；根据汇集线路的短路电流对风电场汇集线路进行保护配置与整定，兼顾新能源电源本身安全与系统可靠性。

Description

一种风电场风机汇集系统保护配置及参数整定方法
技术领域
本发明涉及新能源发电领域，具体涉及一种风电场风机汇集系统保护配置及参数整定方法。
背景技术
近年来，风力发电在电网中所占比例越来越大，目前，对风电场故障特性认知尚不够全面深入，不能为电网继电保护研究所用，另外，新能源电源场站短路计算模型不清，所接电网现有保护适应性分析、保护配置与整定计算研究缺乏理论支撑。现有国内外相关研究中，多采用仿真方法揭示新能源电源的故障特性并分析电网继电保护适应性，尚无从理论角度建立风电场短路计算模型，也并未对现有电网保护配置原则、整定计算方法进行系统的定量评价。因此，在实际电网中通常忽略风电场的影响，即将风电场视为负荷处理，这会造成现有电网保护系统存在较大隐患。
例如，一种在中国专利文献上公开的“用于双馈风电场送出线的负序电流分量纵联保护方法、系统”，其公告号CN115133511A，包括：获取双馈风电场送出线的三相电流突变量，根据三相电流突变量确定双馈风电场送出线是否发生故障；根据是否存在负序电流判断故障类型；对于不对称故障，求出不对称故障下两侧的负序电流自适应幅值比；对于对称故障，求出对称故障下两侧的负序电流自适应幅值比；依据不对称故障动作值、对称故障动作值，进行相应的保护动作。能解决双馈风电场送出线故障时，风场侧电流频偏带来保护动作性能下降的问题且有较好的耐受过渡电阻能力，并可以反应所有的故障类型，有效提高双馈风电场送出线保护的可靠性。
发明内容
本发明主要解决现有技术中基于风场故障和新能源场短路计算方法不够清晰导致电网故障时无法进行完善整定配置的问题；提供一种风电场风机汇集系统保护配置及参数整定方法，根据电网常见的对称短路故障与不对称短路故障，进行带撬棒保护的单台双馈式风电机组分别在两种故障下的短路电流表达式解析；得到单台双馈式风电机组两种故障下的短路电流解析式后，进一步解析风电场汇集线路在两种故障下的短路电流；根据汇集线路的短路电流进行风电场汇集线路的保护配置与整定。
本发明的上述技术问题主要是通过下述技术方案得以解决的：
本发明包括：根据电网常规对称短路故障与不对称短路故障，在两种短路故障下分别对带撬棒保护的单台双馈式风电机组进行短路电流表达式解析；得到单台双馈式风电机组两种故障下的短路电流解析式后，进一步解析获取风电场汇集线路在两种故障下的短路电流；根据汇集线路的短路电流对风电场汇集线路进行保护配置与整定，兼顾新能源电源本身安全与系统可靠性。
作为优选，所述的短路电流表达式解析过程包括三个阶段：第一个阶段下，电网发生故障，电压已经跌落但撬棒保护还未动作，这个阶段持续2-10ms；第二个阶段下，经过短暂延时后，电流或电压已经达到阀值，撬棒保护动作同时转子侧变频器闭锁，双馈式风电机组作异步运行；第三个阶段下，若故障电流衰减至小于阀值，撬棒保护退出运行，双馈式风电机组根据变流器控制目标提供稳定的故障电流。
作为优选，对于对称短路故障，利用dq轴同步旋转坐标系分别解析出三个阶段的定子短路电流与转子短路电流，最终整合得到对称故障下的定子短路电流解析式：对称故障下的转子短路电流解析式：式中：Ls表示发电机定子绕组的等效自感；Lm表示发电机定转子绕组间的等效互感；γ表示机端电压跌落系数；ω1表示电网角频率；Qs＝1.5γ(0.9-γ)表示故障期间双馈风力发电机组向电网提供的无功功率标幺值；Ps表示故障期间发电机向电网提供的有功功率，主要与风速大小有关。
作为优选，对于不对称短路故障，将定转子电压、电流和磁链的空间矢量分解为正、反向旋转的同步旋转坐标系中对应的正、负序矢量的方式分别解析出三个阶段的定子与转子的短路电流，最终整合得到不对称故障下的定子正负序故障电流幅值为：不对称故障下的转子正负序故障电流幅值为
作为优选，所述的获取两种故障下的短路电流过程包括：根据实际风电场拓扑结构图，找出各台机组所处位置对机端电压跌落程度的影响，进一步仿真得到不同位置下各台机组的短路电流曲线与汇集线路的短路电流曲线，获得汇集线路短路电流与单台机组短路电流之间的联系；机端电压跌落程度是影响单元机组之间故障电流差异的主要因素，此外风速的大小也会影响单元机组之间故障电流的大小，结合风电机组能提供的最大短路电流及继电保护的“四性”，以实际风电场为研究对象，设计风电场汇集线路保护配置与整定方法。
由定子短路电流解析式和转子短路电流解析式得知在给定风机主电路参数时，双馈风电机组中的短路电流主要受机端电压变化程度及向电网提供的功率水平等影响，故障发生位置和所接电网短路容量均会影响双馈风力发电机组的故障电流特性；不管任何位置发生故障及电网短路容量水平如何，由于受转子侧变换器本身过流能力限制，双馈风力发电机组的最大稳态短路电流均不会超过其额定电流的3倍；因此，含双馈风电场电网保护整定计算时，双馈风电场最大短路电流可按照3倍额定值的进行分析。
所述风电场汇集线路保护配置与整定方法包括：按照实际风电场汇集线路，对实际风电场短路电流情况进行分析，得出风电场汇集线路的最大短路电流；对汇集线路配置I段电流速断保护，其I段电流速断保护有三种整定方式：整定方式A躲过首个箱变低压侧短路最大短路电流；整定方式B对汇集线末端两相短路有灵敏度；整定方式C躲过汇集线路末端短路最大短路电流。
作为优选，所述的整定方式A包括：躲首个箱变低压侧短路最大短路电流，当风机所在的首个箱变低压侧三相短路时，由于系统等值阻抗远远小于包含箱变在内的风电机组的阻抗，因此系统短路电流远远大于风机提供的短路电流；并且Crowbar投入后风机短路电流衰减，因此在对汇集线路电流速断保护进行整定时仅考虑系统短路电流；可靠系数仍沿用配电网线路电流速断保护时的数值，则汇集线路电流保护定值为：式中：I1表示方式A的电流保护定值；Krel表示可靠系数；/>表示系统主变至新能源电源箱变低压侧的最小总阻抗标幺值；IB表示电流基准值。
作为优选，所述的整定方式B包括：对汇集线末端两相短路有灵敏度，灵敏度系数沿用传统电流保护数值，取为1.5，可得汇集线路电流保护定值为：式中：I2表示方式B的电流保护定值；Ksen表示可靠系数；Z‘Σ表示主变至汇集线末端的最大总阻抗标幺值；IB表示电流基准值。
作为优选，所述的整定方式C包括：躲汇集线路末端短路最大短路电流；考虑可靠系数同配电线路电流速断保护，电流速断保护定值为：式中：I3表示方式C的电流保护定值；Krel表示可靠系数；ZΣ“表示主变至汇集线末端的最小总阻抗标幺值；IB表示电流基准值。
本发明的有益效果是：
1.本发明的一种风电场风机汇集系统保护配置及参数整定方法，通过分析变换器暂态控制与不同类型新能源电源馈出短路电流特性之间关联规律，揭示了新能源电源在故障全过程中的电流变化特性，推导了不依赖变换器暂态控制的新能源电源稳态短路电流计算公式，使计算过程更加严谨、准确；
2.本发明的一种风电场风机汇集系统保护配置及参数整定方法，通过分析新能源电源短路电流变化特性主要影响因素及规律，确定对不同新能源场站而言最严重的故障情况，从而给出极端故障情况下不同新能源场站所提供的最大短路电流，以此作为含新能源场站电网继电保护整定计算的依据，兼顾新能源电源本身安全与系统可靠性。
附图说明
图1是本发明的一种风电场风机汇集系统保护配置及参数整定方法流程图；
图2是本发明的风电场汇集系统详细拓扑结构图；
图3是本发明的实际风电场完整拓扑图。
具体实施方式
下面通过实施例，并结合附图，对本发明的技术方案作进一步具体的说明。
实施例：
风电场接入的电网发生短路故障时，为保护风电场的汇集线路，本实施例的一种风电场风机汇集系统保护配置及参数整定方法，如图1所示，包括：
步骤101，根据电网常见的对称短路故障与不对称短路故障，进行带撬棒保护的单台双馈式风电机组分别在两种故障下的短路电流表达式解析；将带有撬棒保护的双馈式风电机组的故障过程分解为三个阶段：第一个阶段是电网发生故障，电压已经跌落，但撬棒保护还没动作，这个阶段大约维持2-10ms；第二个阶段是经过短暂延时电流或电压已经达到阀值，撬棒保护动作，同时转子侧变频器闭锁，双馈式风电机组作异步运行；第三个阶段如果故障电流衰减到阀值以下，撬棒保护退出运行，则双馈式风电机组将根据变流器控制目标提供稳定的故障电流。
步骤101-1，包括：对于对称短路故障，利用dq轴同步旋转坐标系分别解析出三个阶段的定子短路电流与转子短路电流，最终整合得到对称故障下的定子短路电流解析式：对称故障下的转子短路电流解析式：式中：Ls表示发电机定子绕组的等效自感；Lm表示发电机定转子绕组间的等效互感；γ表示机端电压跌落系数；ω1表示电网角频率；Qs＝1.5γ(0.9-γ)表示故障期间双馈风力发电机组向电网提供的无功功率标幺值；Ps表示故障期间发电机向电网提供的有功功率，主要与风速大小有关。
步骤101-2，包括：对于不对称短路故障，采用将将定转子电压、电流和磁链的空间矢量分解为正、反向旋转的同步旋转坐标系中对应的正、负序矢量的方式分别解析出三个阶段的定子与转子短路电流，最终整合得到不对称故障下的定子正负序故障电流幅值为：
不对称故障下的转子正负序故障电流幅值为
进一步的，所述步骤102，包括：根据实际风电场拓扑结构图，找出各台机组所处位置对机端电压跌落程度的影响，而机端电压跌落程度是影响单元机组之间故障电流差异的主要因素，此外风速的大小也会影响单元机组之间故障电流的大小，进一步通过仿真得到不同位置下各台机组的短路电流曲线与汇集线路的短路电流曲线，找出汇集线路短路电流与单台机组短路电流之间的联系。
步骤102，根据对称短路故障与不对称短路故障下的单台风机短路电流解析得到风电场的汇集线路在两种故障状态下的短路电流；针对如图2所示的风电场汇集系统详细拓扑结构。设汇集系统包含12台具有故障穿越能力的双馈风电机组(同类型机组主要性能及参数一致)，这些机组各自的主要构成部分包括：风力机、绕线式异步电机、转子侧变换器、网侧变换器(带有滤波器)、直流母线电容、Crowbar电路、Chopper电路、正常并网运行控制系统、故障穿越控制系统等。根据该算例的计算仿真提取风电场短路后电压和电流分布特征。
步骤102-1，假定如图2所示风电场汇集线路上单元机组等间隔分布，相邻风电机组间线路长度为5km，离主变最近的1号风电机组与中压母线之间的线路长度为10km，汇集线路全长为70km。为了揭示极端故障场景下汇集线路上不同位置处电压跌落差值，设定在汇集线路首端处发生三相对称短路故障(持续时间为0.5s)，且故障前后所有风电机组均额定运行(风速为12m/s)。故障后不同位置处风电机组机端电压跌落百分比为：1号机组跌落20.38％；2号机组跌落20.53％；3号机组跌落22.47％；4号机组跌落22.59％；5号机组跌落24.14％；6号机组跌落24.25％；7号机组跌落25.41％；8号机组跌落25.50％；9号机组跌落26.25％；10号机组跌落26.31％；11号机组跌落26.69％；12号机组跌落26.71％.可以看出，其中相邻的风电机组1与2、机组3与4、机组5与6号、机组7与8、机组9与10、机组11与12之间的电压跌落差值均不超过0.2％；而相邻的风电机组2与3、机组4与5、机组6与7、机组8与9、机组10与11风电机组之间电压跌落差值相对较大，约为2％左右。
经仿真过后，观察双馈风电机组1、6和12提供的短路电流和流过汇集线路短路电流的变化曲线，发现不同位置处双馈风电机组中Crowbar电路均会在t＝0.205s投入，投入时长均为30ms，各台风电机组所提供的短路电流的变化规律基本一致，它们均于t＝0.204s达到最大幅值0.11kA，即为3.14倍额定电流，故障稳态后电流幅值均为0.037kA左右，即为1.05倍额定电流。而且可以发现汇集线总短路电流变化规律与单双馈风电机组短路电流相同。汇集线路总电流也于t＝0.204s达到最大幅值1.33kA，即为3.16倍额定电流，故障后稳态电流幅值约为0.44kA，即为1.05倍额定电流值。在同一时刻汇集线总电流是单台双馈风电机组电流的12倍左右。
这说明由于风电机组均匀接入汇集母线，在短路发生后各风电机组机端电压差别不大，没有影响到各自对短路电流的贡献，从而显现出当汇集线路上所接机组风速相同时，汇集线路总短路电流变化特性与单台风电机组短路电流的变化特性基本相似，仅电流大小有一定差异，汇集线路总短路电流等于单台风电机组短路电流与汇集线路上风电机组总台数的乘积。由于实际风电场汇集线通常较短，因此各风电机组的短路电流差异会比该极端算例更小。这也意味着，风速相同的情况下汇集线路上同类型风电机组群的电磁暂态模型可用单台风电机组的容量加权模型进行等值。
步骤102-2，如前所述，尽管汇集线路距离通常较短，使得其上所接风电机组的分布范围较小，不同位置处风电机组所感受到的风速差异应该不大，但是为了明确风速差异对汇集线路短路电流特性及变化规律造成的影响，这里选取较极端情况进行分析，将汇集线路12台双馈风电机组分为三组，假定1～4号风电机组所感受到风速为12m/s，5～8号风电机组的风速为10m/s，9～12号风电机组的风速8m/s。以下将分别对汇集线路首端故障下单台双馈风电机组及机组群的短路电流变化特性及其规律进行研究。
为了研究不同风速下汇集线路上不同位置处风电机组故障电流变化特性的差异以及其对汇集线路总短路电流的影响，这里假定t＝0.208s在汇集线路首端发生三相接地短路故障，各台风电机组的风速分布如前所述。经仿真计算发现双馈风电机组1、6、12的短路电流分别于0.2136s、0.2557s、0.278s达最大值，它们各自最大电流幅值分别为0.121kA，即为约3.43倍额定电流、0.0865kA，即为约2.46倍额定电流、0.074kA，即为2.10倍额定电流；而Crowbar投入时间分别为0.2161s，0.2597s，0.2812s。
由仿真得到结论如下：故障后具有相同风速的双馈风电机组提供的短路电流基本相同，由于故障后转子Crowbar电路均在双馈风电机组所提供瞬时短路电流幅值达到最大之后投入，因此，风速越大，双馈发电机转子绕组电流越大，故障后双馈风电机组Crowbar电路投入也将越早。此外，对比双馈风电机组1、6、12的短路电流，可发现Crowbar电路投入之前风电机组短路电流的变化规律较复杂，波形畸变较严重。而Crowbar电路投入并退出后，双馈风电机组所提供短路电流能够在较短时间内达到稳定，基本接近正(余)弦规律。其中，双馈风电机组1短路电流达到稳态所需时间最短(约50ms)，而12号风电机组达到稳态时间最长(约120ms)。
实际上，汇集线路上故障电流为各台风电机组所提供短路电流之和，由于前述不同风速风电机组短路电流变化特性的差异，导致故障期间汇集线路上短路电流于较长时间才能够达到稳态，其达到稳态所需时间(约120ms)与9～12号风电机组群短路电流达到稳定的基本接近。而在汇集电路短路电流达到稳定之前，其短路电流变化规律也比较复杂。
步骤103，根据汇集线路的短路电流进行风电场汇集线路的保护配置与整定。
步骤103-1，在给定风机主电路参数情况下，双馈风电机组的问题太短路电流主要受机端电压变化程度及向电网提供的功率水平等影响，故障发生位置和所接电网短路容量均会影响双馈风力发电机组的故障电流特性。不管任何位置发生故障及电网短路容量水平如何，由于受转子侧变换器本身过流能力限制，双馈风力发电机组的最大稳态短路电流均不会超过其额定电流的3倍。因此，含双馈风电场电网保护整定计算时，双馈风电场最大短路电流可按照3倍额定值的进行分析。
步骤103-2，实际风电场拓扑图如图3所示，风电场I容量49.5MW，每台风机1.5MW，均为双馈式风机。其一条汇集线路连接11台风机，共3条汇集线路将33台风机输出的电能汇集到35kV母线上，再由风场主变将电压升高到220kV后接入送出线路。其中SB＝100MVA、UB＝35kV、箱变阻抗标幺值为4.06pu、汇集线路阻抗标幺值为0.33pu、主变阻抗标幺值为0.1422pu、包括送出线在内的外部等值系统大方式下的等值阻抗为0.0583pu、小方式下的等值阻抗为0.1066pu。对汇集线路配置I段电流速断保护，其I段电流速断保护有三种整定方式：整定方式A躲过首个箱变低压侧短路最大短路电流；整定方式B对汇集线末端两相短路有灵敏度；整定方式C躲过汇集线路末端短路最大短路电流。
进一步的，步骤103-2-1，采用方式A躲首个箱变低压侧短路最大短路电流，当风机所在的首个箱变低压侧三相短路时，由于系统等值阻抗远远小于包含箱变在内的风电机组的阻抗，使得系统短路电流远远大于风机提供的短路电流，再者Crowbar投入后风机短路电流衰减，因此在对汇集线路电流速断保护进行整定时仅考虑系统短路电流。可靠系数仍沿用配电网线路电流速断保护时的数值，则汇集线路电流保护定值为：
步骤103-2-2，采用方式B对汇集线末端两相短路有灵敏度，灵敏度系数沿用传统电流保护数值，取为1.5，可得汇集线路电流保护定值为：
步骤103-2-3，采用方式C躲汇集线路末端短路最大短路电流。考虑可靠系数同配电线路电流速断保护，电流速断保护定值为：
电流速断保护按方式A与方式B整定时对汇集线路故障均能全线速动。但是当箱变内部故障时速断保护均有误动的可能，因为汇集线路速断保护范围均伸入到各箱变中，且方式A下伸入各箱变的保护范围远大于方式B下伸入各箱变的保护范围，所以当箱变故障时A方式下速断保护误动的可能性要远大于B方式下速断保护误动的可能性。方式C按照躲汇集线路末端最大三相短路电流整定，说明C方式下的保护对线路末端两相短路故障没有灵敏度，按方式C整定的速断保护不具备全线速动能力，需配置三段式电流保护；同时C方式速断保护的保护范围仅伸入前4个箱变且伸入范围小于B方式，所以当箱变故障时C方式下电流速断保护误动的可能性最小，但仍存在误动的可能。由上述分析可知，B方式最好地兼顾了电流速断保护的选择性和灵敏性，为推荐的整定方式。
综上，汇集线路相间短路保护配置两段式电流保护。电流速断保护按对汇集线末端两相短路有灵敏度整定，动作时间0s；过电流保护作为箱变远后备保护，其定值按最远端箱变低压侧两相短路有灵敏度整定，动作时间在与熔断器最长熔断时间配合基础上尽可能短。
风电场汇集系统接地方式不同，其接地短路保护配置也不同。对于不接地和经消弧线圈接地的汇集系统，汇集线路一般配置选线装置作为单相接地保护，当汇集线发生单相接地故障时动作于告警。若要求快速切除故障，则选线装置应出口于跳闸，与传统配电网不接地方式下配置故障选线情况一样。
对于经电阻接地的汇集系统，由于箱变侧角型连接，当汇集线路发生单相接地故障，零序电流只在故障汇集线路和接地变压器之间流通，非故障汇集线上不会出现零序电流。再考虑汇集线路没有下级线路，因此汇集线路可以只配置一段零序电流保护，定值按对汇集线末端单相接地故障有灵敏度整定，考虑到汇集线路发生相间短路时短路电流很大，由于三个CT励磁特性不一致会产生较大的零序电流，而零序电流保护定值较小，为了避免误动，其动作时间可取0.3～0.5s。
应理解，实施例仅用于说明本发明而不用于限制本发明的范围。此外应理解，在阅读了本发明讲授的内容之后，本领域技术人员可以对本发明作各种改动或修改，这些等价形式同样落于本申请所附权利要求书所限定的范围。

Claims (4)

1.一种风电场风机汇集系统保护配置及参数整定方法，其特征在于，所述方法包括：
S1：根据电网常规对称短路故障与不对称短路故障，在两种短路故障下分别对带撬棒保护的单台双馈式风电机组进行短路电流表达式解析；
S2：得到单台双馈式风电机组两种故障下的短路电流解析式后，进一步解析获取风电场汇集线路在两种故障下的短路电流；
S3：根据汇集线路的短路电流对风电场汇集线路进行保护配置与整定；
所述短路电流表达式解析过程包括三个阶段：第一个阶段下，电网发生故障，电压已经跌落但撬棒保护还未动作，这个阶段持续2-10ms；第二个阶段下，经过短暂延时后，电流或电压已经达到阀值，撬棒保护动作同时转子侧变频器闭锁，双馈式风电机组作异步运行；第三个阶段下，若故障电流衰减至小于阀值，撬棒保护退出运行，双馈式风电机组根据变流器控制目标提供稳定的故障电流；
所述风电场汇集线路保护配置与整定方法包括：按照实际风电场汇集线路，对实际风电场短路电流情况进行分析，得出风电场汇集线路的最大短路电流；对汇集线路配置I段电流速断保护，其I段电流速断保护有三种整定方式：整定方式A躲过首个箱变低压侧短路最大短路电流；整定方式B对汇集线末端两相短路有灵敏度；整定方式C躲过汇集线路末端短路最大短路电流；
所述整定方式A包括：躲首个箱变低压侧短路最大短路电流，当风机所在的首个箱变低压侧三相短路时，由于系统等值阻抗远远小于包含箱变在内的风电机组的阻抗，因此系统短路电流远远大于风机提供的短路电流；可靠系数仍沿用配电网线路电流速断保护时的数值，则汇集线路电流保护定值为：式中：I1表示方式A的电流保护定值；Krel表示可靠系数；/>表示系统主变至新能源电源箱变低压侧的最小总阻抗标幺值；IB表示电流基准值；
所述整定方式B包括：对汇集线末端两相短路有灵敏度，灵敏度系数取为1.5，可得汇集线路电流保护定值为：式中：I2表示方式B的电流保护定值；Ksen表示可靠系数；Z‘Σ表示主变至汇集线末端的最大总阻抗标幺值；IB表示电流基准值；
所述整定方式C包括：躲汇集线路末端短路最大短路电流；考虑可靠系数同配电线路电流速断保护，电流速断保护定值为：式中：I3表示方式C的电流保护定值；Krel表示可靠系数；“
ZΣ表示主变至汇集线末端的最小总阻抗标幺值；IB表示电流基准值。
2.如权利要求1所述的一种风电场风机汇集系统保护配置及参数整定方法，其特征在于，对于对称短路故障，利用dq轴同步旋转坐标系分别解析出三个阶段的定子短路电流与转子短路电流，最终整合得到对称故障下的定子短路电流解析式：对称故障下的转子短路电流解析式：式中：Ls表示发电机定子绕组的等效自感；Lm表示发电机定转子绕组间的等效互感；γ表示机端电压跌落系数；ω1表示电网角频率；Qs＝1.5γ(0.9-γ)表示故障期间双馈风力发电机组向电网提供的无功功率标幺值；Ps表示故障期间发电机向电网提供的有功功率，与风速大小有关。
3.如权利要求2所述的一种风电场风机汇集系统保护配置及参数整定方法，其特征在于，对于不对称短路故障，将定转子电压、电流和磁链的空间矢量分解为正、反向旋转的同步旋转坐标系中对应的正、负序矢量的方式分别解析出三个阶段的定子与转子的短路电流，最终整合得到不对称故障下的定子正负序故障电流幅值为：不对称故障下的转子正负序故障电流幅值为/>
4.如权利要求1或3所述的一种风电场风机汇集系统保护配置及参数整定方法，其特征在于，获取两种故障下的短路电流过程包括：根据实际风电场拓扑结构图，找出各台机组所处位置对机端电压跌落程度的影响，进一步仿真得到不同位置下各台机组的短路电流曲线与汇集线路的短路电流曲线，获得汇集线路短路电流与单台机组短路电流之间的联系。
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