CN111413890B - 基于数字物理混合仿真的智能变电站一次平台仿真方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了基于数字物理混合仿真的智能变电站一次平台仿真方法，该方法包括：构建电力系统的电力元件潮流计算仿真模型；构建电力系统的电网短路电流计算仿真模型；电力元件潮流计算仿真模型与电网短路电流计算仿真模型耦合连接；对电力网络先进行潮流仿真计算，再进行短路电流仿真计算，图形化展示各支路、元件电气量信息；采用服务器计算变电站内一次平台各设备的电气量信息，利用通信卡将电气量信息转换为SV、GOOSE报文发送给实际继电保护装置完成实时仿真。本发明方法实现将潮流计算和短路电流相结合、图形化展示电气量信息、物理接口连接实际继电保护设备，进行智能变电站动态仿真，大大提高了数字物理混合仿真的精度和速度。

Description

基于数字物理混合仿真的智能变电站一次平台仿真方法

技术领域

本发明涉及智能变电站继电保护仿真技术领域，尤其涉及基于数字物理混合仿真的智能变电站一次平台仿真方法。

背景技术

传统的智能变电站一次仿真平台仿真方法，主要是采用以下两种方法，一是利用电网一次平台进行电磁暂态仿真，二是采用数据库技术将预先存储的电力系统潮流计算结果在仿真平台上进行回放。然而，第一种方法，技术要求比较高，且国内无相关成熟的仿真方法，内核计算大多采用PSCAD、digisilent等国外软件进行电磁暂态仿真，精度较高，但运行速度慢，且不具备与继电保护装置进行数据交互的功能；第二种方法，技术门槛较低，采用预先储存数据进行回放的方式，与实际系统对比相差较远，且体验感较差。

发明内容

针对以上背景技术中的传统智能变电站一次仿真平台仿真方法存在的问题，本发明提供了解决上述问题的基于数字物理混合仿真的智能变电站一次平台仿真方法，本发明采用电力系统潮流计算和短路电流计算相耦合的方式，快速计算智能变电站电气量变化情况，与实际电力系统结果对比较为接近，同时具备与继电保护装置进行数据交互的功能，用户体验感和真实感较强；因此，本发明方法不仅仿真速度快、精度高、与继电保护装置进行数据交互功能，同时用户体验感和真实感较强。

本发明通过下述技术方案实现：

基于数字物理混合仿真的智能变电站一次平台仿真方法，该方法包括以下步骤：

步骤1：基于智能变电站，构建电力系统的电力元件潮流计算仿真模型；

步骤2：基于智能变电站，构建电力系统的电网短路电流计算仿真模型；

步骤3：结合步骤1、步骤2，进行电力系统的电力元件潮流计算仿真模型和电网短路电流计算仿真模型耦合连接；

步骤4：根据步骤1，进行电力元件潮流计算仿真模型求解，得到各节点电压数据以及各线路负荷电流数据；

步骤5：将步骤4所得的各节点电压数据、线路负荷电流数据作为初始值，进行电网短路电流计算仿真模型求解，图形化展示各支路、元件电气量信息；

步骤6：采用服务器计算变电站内的各元件电气量信息，将电流电压信号转换成正弦波信号，通过信号转换板卡以SV、GOOSE报文的形式发送给实际继电保护装置完成数字物理混合仿真。

工作原理是：本发明采用电力系统潮流计算和短路电流计算相耦合的方式，快速计算智能变电站电气量变化情况，与实际电力系统结果对比较为接近，同时具备与继电保护装置进行数据交互的功能，用户体验感和真实感较强。具体地，将智能变电站的潮流计算仿真模块与短路电流仿真模块连接；所述潮流计算仿真模块为牛顿-拉夫逊法计算模块，所述短路电流计算仿真模块为短路电流稳态计算模块，所述潮流计算仿真模块包括电力系统的电力元件潮流计算仿真模型，所述短路电流仿真模块包括电力系统的电网短路电流计算仿真模型，首先，通过分别构建电力系统的电力元件潮流计算仿真模型和电网短路电流计算仿真模型；其次，并进行电力元件潮流计算仿真模型和电网短路电流计算仿真模型耦合连接；然后，对所述电力网络先进行潮流仿真计算，并把潮流仿真计算所得的各节点电压数据、线路负荷电流数据作为电网短路电流计算仿真模型求解的初始值，进行短路电流仿真计算，图形化展示各支路、元件电气量信息；最后，采用服务器计算所述变电站内的各电气量信息，将电流电压信号转换成正弦波信号，通过信号转换板卡以SV、GOOSE报文的形式发送给实际继电保护装置完成数字物理混合仿真。

因此，本发明相对于现有技术而言，是将潮流计算仿真模块嵌入短路电流计算模块，这样可以利用电力元件潮流计算仿真模型的计算结果作为电网短路电流计算仿真模型的短路电流计算初始值，该方法具有计算结果准确、精度高、仿真速度快等优点。将本发明方法移植到服务器上，通过通信卡将其转换为SV、GOOSE信号发送给实际继电保护装置，达到数字物理混合仿真的目的，同时用户体验感和真实感较强。

进一步地，步骤1中构建电力系统的电力元件潮流计算仿真模型包括设置图形化界面菜单，通过拖动对应图标，生成对应的电力系统一次主接线图；

其中，电力元件包括但不限于发电机、母线、变压器、输电线路、电抗器、电容器、负荷、断路器、隔离开关；

该模型参数包括但不限于各元件电阻、电抗、容抗，变压器联结组别、正负零序阻抗、平衡节点设置、平衡机设置、负荷有功和无功功率。

进一步地，步骤2中电力系统的电网短路电流计算仿真模型参数包括故障类型、故障性质、故障相别、故障位置、复杂故障。

进一步地，步骤3中电力系统的电力元件潮流计算仿真模型和电网短路电流计算仿真模型通过数据表耦合连接。

进一步地，步骤4的具体步骤如下：

步骤401：根据搭建的电力系统一次平台接线图和电力元件潮流计算仿真模型参数，进行牛顿-拉夫逊法求解电力系统的电力元件潮流计算仿真模型；

步骤402：建立电力线路、变压器、发电机、负荷等元件的数学模型；根据电路原理，建立节点导纳矩阵的节点电压方程I_B＝Y_BU_B；

其中，I_B是所有节点注入电流的列向量，U_B是节点电压的列向量，Y_B是网络中的节点导纳矩阵；

步骤403：根据电力系统各节点性质差异，划分潮流计算中各节点类型，包括：

PQ节点，对于这类节点，节点已知量为注入有功功率P_i和无功功率Q_i，待求量为节点电压幅值U_i和相角θ_i；

PV节点，对于这类节点，节点已知量为注入有功功率P_i和节点电压幅值U_i，待求量为注入无功功率Q_i和节点电压相角θ_i；

Vθ节点，对于这类节点，已知量为节点电压幅值U_i和相角θ_i，待求量为注入有功功率P_i和无功功率Q_i；

步骤404：给定节点电压的初始值实部

和虚部f_i ⁽⁰⁾；

步骤405：针对PQ节点，根据如下公式计算有功功率调整量ΔP_i ^(k)、无功功率调整量

式中：P_i、Q_i分别为有功功率和无功功率的初始值，G_ij、B_ij分别为导纳矩阵的实部和虚部，e_i、f_i分别为节点i电压的实部和虚部，e_j、f_j分别为节点j电压的实部和虚部。

针对PV节点，根据如下公式计算有功功率改变量ΔP_i ^(k)、节点电压调整量

针对Vθ节点，为平衡节点，其电压U_n＝e_n+jf_n是恒定的，不参与迭代计算；

步骤406：将节点电压初始值带入如下公式求解修正方程式的系数矩阵，

其中雅可比矩阵的各元素H_ij、N_ij、J_ij和L_ij；

步骤407：求解上述步骤406中的方程式，通过ΔP_i ^(k)、

和Δθ^(k)，求解节点i电压调整量的实部/>

和虚部Δf_i ⁽⁰⁾；

步骤408：通过判定

Δf_i ⁽⁰⁾是否在设定的阈值范围内，若在阈值范围内则判定潮流是收敛的，若在阈值范围外，则判定潮流不收敛，根据/>

和f_i ^(k)＝f_i ^k-1+Δf_i ^(k-1)得到修正后的节点电压值实部/>

和虚部f_i ^(k)；

步骤409：计算平衡节点功率和线路功率，其中平衡节点s的视在功率为：

线路ij的传输功率为：

进一步地，步骤5的具体步骤如下：

步骤501：初始化电网短路电流计算仿真模型，将步骤4得到的各节点电压数据、线路负荷电流数据作为电网短路电流计算仿真模型相应的初始值；

步骤502：根据电网中线路参数、发电机及外系统等值参数、短路点故障性质、变压器参数得到初始正负序节点导纳矩阵、初始零序节点导纳矩阵；

步骤503：根据开关状态以及系统运行方式，将原始正序矩阵和零序矩阵进行修改，得到按现场实际运行方式修正后的节点导纳矩阵；

步骤504：按照短路点位置信息计算正、负、零序网综合阻抗；

步骤505：利用高斯消元法对节点导纳矩阵进行简化计算；利用对称分量法，以及基尔霍夫回路电压定律，计算出故障点短路电流的正负零分量，通过算子e^j120，分别得到故障点的A、B、C三相电流和电压标幺值；

步骤506：利用转角公式，求解变压器另一侧的短路电流正、负、零序分量，然后利用算子e^j120，分别得到变压器非故障点侧的A、B、C三相电流和电压标幺值；

步骤507：根据基准容量、平均电压得到基准电流值，将标幺值乘以基准电流值最终得到电流有名值。

本发明与现有技术相比，具有如下的优点和有益效果：

本发明相对于现有技术而言，是将潮流计算仿真模块嵌入短路电流计算模块，这样可以利用电力元件潮流计算仿真模型的计算结果作为电网短路电流计算仿真模型的短路电流计算初始值，该方法具有计算结果准确、精度高、仿真速度快等优点。将本发明方法移植到服务器上，通过通信卡将其转换为SV、GOOSE信号发送给实际继电保护装置，达到数字物理混合仿真的目的，同时用户体验感和真实感较强。

附图说明

此处所说明的附图用来提供对本发明实施例的进一步理解，构成本申请的一部分，并不构成对本发明实施例的限定。在附图中：

图1为本发明基于数字物理混合仿真的智能变电站一次平台仿真方法流程图。

图2为本发明提出的电力元件潮流计算仿真模型的潮流计算仿真方法流程图。

图3为本发明提出的电网短路电流计算仿真模型的短路电流计算仿真方法流程图。

具体实施方式

为使本发明的目的、技术方案和优点更加清楚明白，下面结合实施例和附图，对本发明作进一步的详细说明，本发明的示意性实施方式及其说明仅用于解释本发明，并不作为对本发明的限定。

实施例

如图1至图3所示，本发明基于数字物理混合仿真的智能变电站一次平台仿真方法，该方法包括以下步骤：

步骤1：基于智能变电站，构建电力系统的电力元件潮流计算仿真模型；

步骤2：基于智能变电站，构建电力系统的电网短路电流计算仿真模型；

步骤3：结合步骤1、步骤2，进行电力系统的电力元件潮流计算仿真模型和电网短路电流计算仿真模型耦合连接；

步骤4：根据步骤1，进行电力元件潮流计算仿真模型求解，得到各节点电压数据以及各线路负荷电流数据；

步骤5：将步骤4所得的各节点电压数据、线路负荷电流数据作为初始值，进行电网短路电流计算仿真模型求解，图形化展示各支路、元件电气量信息；

步骤6：采用服务器计算变电站内的各元件电气量信息，将电流电压信号转换成正弦波信号，通过信号转换板卡以SV、GOOSE报文的形式发送给实际继电保护装置完成数字物理混合仿真。

具体实施如下：

步骤1：基于智能变电站，构建电力系统的电力元件潮流计算仿真模型；在本实施方式中，设置图形化界面菜单，通过拖动对应图标，生成对应的电力系统一次主接线图；电力元件包括但不限于发电机、母线、变压器、输电线路、电抗器、电容器、负荷、断路器、隔离开关；

其中，该模型仿真参数包括但不限于各元件电阻、电抗、容抗，变压器联结组别、正负零序阻抗、平衡节点设置、平衡机设置、负荷有功和无功功率。

步骤2：基于智能变电站，构建电力系统的电网短路电流计算仿真模型；在本实施方式中，可以设置电力系统故障类型、故障性质、故障位置；

其中，该模型仿真参数包括但不限于故障类型(横向故障或纵向故障)、故障性质(金属性短路接地、经过渡电阻接地或高阻接地)、故障相别、故障位置(占线路全长的百分比)、复杂故障。

步骤3：结合步骤1、步骤2，进行电力系统的电力元件潮流计算仿真模型和电网短路电流计算仿真模型耦合连接，具体通过数据表耦合连接。

步骤4：根据步骤1，进行电力元件潮流计算仿真模型求解，得到各节点电压数据以及各线路负荷电流数据；如图2所示，步骤4的具体步骤如下：

步骤401：根据搭建的电力系统一次平台接线图和电力元件潮流计算仿真模型参数，进行牛顿-拉夫逊法求解电力系统的电力元件潮流计算仿真模型；

步骤402：建立电力线路、变压器、发电机、负荷等元件的数学模型；根据电路原理，建立节点导纳矩阵的节点电压方程I_B＝Y_BU_B；

其中，I_B是所有节点注入电流的列向量，其元素为某节点的电源电流与负荷电流的代数和，同时规定电流从电源注入网络为正方向；U_B是节点电压的列向量，若电网中存在接地点时，节点电压就是该节点相对于接地点的电压，若电网中没有接地点，则应假定一参考点，各节点电压指该节点与参考点的电压差；Y_B是网络中的节点导纳矩阵。

步骤403：根据电力系统各节点性质差异，划分潮流计算中各节点类型，包括：

PQ节点，对于这类节点，节点已知量为注入有功功率P_i和无功功率Q_i，待求量为节点电压幅值U_i和相角θ_i；属于这类节点的一般是负荷或没有电源接入的变电站母线；

PV节点，对于这类节点，节点已知量为注入有功功率P_i和节点电压幅值U_i，待求量为注入无功功率Q_i和节点电压相角θ_i；属于这类节点的一般是有发电机接入的变电站母线；

Vθ节点，也叫做平衡节点，在潮流计算时，如果网络较大，则可选取多个平衡节点。在本发明中，由于电力系统网络较小，常常选取一个平衡节点。对于这类节点，已知量为节点电压幅值U_i和相角θ_i，待求量为注入有功功率P_i和无功功率Q_i；属于这类节点的是担任调频任务的发电机母线。

步骤404：给定节点电压的初始值实部

和虚部f_i ⁽⁰⁾；

步骤405：针对PQ节点，根据如下公式计算有功功率调整量ΔP_i ^(k)、无功功率调整量

式中：P_i、Q_i分别为有功功率和无功功率的初始值，G_ij、B_ij分别为导纳矩阵的实部和虚部，e_i、f_i分别为节点i电压的实部和虚部，e_j、f_j分别为节点j电压的实部和虚部。

针对PV节点，根据如下公式计算有功功率改变量ΔP_i ^(k)、节点电压调整量

针对Vθ节点，为平衡节点，其电压U_n＝e_n+jf_n是恒定的，不参与迭代计算；

步骤406：将节点电压初始值带入如下公式求解修正方程式的系数矩阵，

其中雅可比矩阵的各元素H_ij、N_ij、J_ij和L_ij；

步骤407：求解上述步骤406中的方程式，通过ΔP_i ^(k)、

和Δθ^(k)，求解节点i电压调整量的实部/>

和虚部Δf_i ⁽⁰⁾；

步骤408：通过判定

Δf_i ⁽⁰⁾是否在设定的阈值范围内，若在阈值范围内则判定潮流是收敛的，若在阈值范围外，则判定潮流不收敛，根据/>

和f_i ^(k)＝f_i ^k-1+Δf_i ^(k-1)得到修正后的节点电压值实部/>

和虚部f_i ^(k)；

步骤409：计算平衡节点功率和线路功率，其中平衡节点s的视在功率为：

线路ij的传输功率为：

步骤5：将步骤4所得的各节点电压数据、线路负荷电流数据作为初始值，进行电网短路电流计算仿真模型求解，图形化展示各支路、元件电气量信息；

将电力系统的潮流计算仿真模块嵌入短路电流稳态计算仿真模块。在本实施方式中，通过如下方式将电力元件潮流计算仿真模型的仿真结果嵌入短路电流稳态计算仿真模块中。具体方法是：在进行潮流计算后，将潮流计算结果保存在excel文件中，主要包含各节点电压幅值以及各支路负荷电流幅值。如图3所示，步骤5的具体步骤如下：

步骤501：初始化电网短路电流计算仿真模型，将步骤4得到的各节点电压数据、线路负荷电流数据作为电网短路电流计算仿真模型相应的初始值；

步骤502：根据电网中线路参数、发电机及外系统等值参数、短路点故障性质、变压器参数得到初始正负序节点导纳矩阵、初始零序节点导纳矩阵；

步骤503：根据开关状态以及系统运行方式，将原始正序矩阵和零序矩阵进行修改，得到按现场实际运行方式修正后的节点导纳矩阵；

步骤504：按照短路点位置信息计算正、负、零序网综合阻抗；

步骤505：利用高斯消元法对节点导纳矩阵进行简化计算；利用对称分量法，以及基尔霍夫回路电压定律，计算出故障点短路电流的正负零分量，通过算子e^j120，分别得到故障点的A、B、C三相电流和电压标幺值；

步骤506：由于变压器联结组别的影响，利用转角公式，求解变压器另一侧的短路电流正、负、零序分量，然后利用算子e^j120，分别得到变压器非故障点侧的A、B、C三相电流和电压标幺值；

步骤507：根据基准容量、平均电压得到基准电流值，将标幺值乘以基准电流值最终得到电流有名值。

步骤6：采用服务器计算变电站内的各元件电气量信息，将电流电压信号转换成正弦波信号，通过信号转换板卡以SV、GOOSE报文的形式发送给实际继电保护装置完成数字物理混合仿真。步骤6的具体步骤如下：

步骤601：由于电力元件潮流计算仿真模型仿真计算和电网短路电流计算仿真模型仿真计算得到的电气量信息均为稳态值，需要将稳态值转换为正弦信号，利用信号转换板卡将电气量信息与断路器位置等信号，以61850模型下的SV、GOOSE报文的形式进行发送和接收；

步骤602：高速通信卡在上电后，将FLASH程序移植入到服务器随机存取存储器中，并在随机存取存储中飞速运行；

步骤603：调度协议从数据缓存区读入数据，首先读取通信配置文件并进行配置，比如仿真步长、仿真时间、输出端口定义、通讯规约等；

步骤604：配置完成后进入预仿真，启动定时器，将数据按规约规定时间间隔读入以太网接口控制器中，用正射极耦合逻辑电平将以太网接口控制器与光纤收发器相连；

步骤605：将写入光纤收发器的所有数据包协调同时统一发布，保证发送的数据具有较强的同时性；

步骤606：在数据交互时，按照调度协议规定从划分的数据缓存区中定时发送最新的数据，并按照相等时间间隔从光纤收发器发出数据，以及将返回的GOOSE报文反馈至状态变量区，并及时体现在一次平台接线图上。

工作原理是：本发明采用电力系统潮流计算和短路电流计算相耦合的方式，快速计算智能变电站电气量变化情况，与实际电力系统结果对比较为接近，同时具备与继电保护装置进行数据交互的功能，用户体验感和真实感较强。具体地，将智能变电站的潮流计算仿真模块与短路电流仿真模块连接；所述潮流计算仿真模块为牛顿-拉夫逊法计算模块，所述短路电流计算仿真模块为短路电流稳态计算模块，所述潮流计算仿真模块包括电力系统的电力元件潮流计算仿真模型，所述短路电流仿真模块包括电力系统的电网短路电流计算仿真模型，首先，通过分别构建电力系统的电力元件潮流计算仿真模型和电网短路电流计算仿真模型；其次，并进行电力元件潮流计算仿真模型和电网短路电流计算仿真模型耦合连接；然后，对所述电力网络先进行潮流仿真计算，并把潮流仿真计算所得的各节点电压数据、线路负荷电流数据作为电网短路电流计算仿真模型求解的初始值，进行短路电流仿真计算，图形化展示各支路、元件电气量信息；最后，采用服务器计算所述变电站内的各电气量信息，将电流电压信号转换成正弦波信号，通过信号转换板卡以SV、GOOSE报文的形式发送给实际继电保护装置完成数字物理混合仿真。

因此，本发明相对于现有技术而言，是将潮流计算仿真模块嵌入短路电流计算模块，这样可以利用电力元件潮流计算仿真模型的计算结果作为电网短路电流计算仿真模型的短路电流计算初始值，该方法具有计算结果准确、精度高、仿真速度快等优点。将本发明方法移植到服务器上，通过通信卡将其转换为SV、GOOSE信号发送给实际继电保护装置，达到数字物理混合仿真的目的，同时用户体验感和真实感较强。

以上所述的具体实施方式，对本发明的目的、技术方案和有益效果进行了进一步详细说明，所应理解的是，以上所述仅为本发明的具体实施方式而已，并不用于限定本发明的保护范围，凡在本发明的精神和原则之内，所做的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。

Claims (5)

1.基于数字物理混合仿真的智能变电站一次平台仿真方法，其特征在于，该方法包括以下步骤：

步骤1：基于智能变电站，构建电力系统的电力元件潮流计算仿真模型；

步骤2：基于智能变电站，构建电力系统的电网短路电流计算仿真模型；

步骤3：结合步骤1、步骤2，进行电力系统的电力元件潮流计算仿真模型和电网短路电流计算仿真模型耦合连接；

步骤4：根据步骤1，进行电力元件潮流计算仿真模型求解，得到各节点电压数据以及各线路负荷电流数据；

步骤5：将步骤4所得的各节点电压数据、线路负荷电流数据作为初始值，进行电网短路电流计算仿真模型求解，图形化展示各支路、元件电气量信息；

步骤6：采用服务器计算变电站内的各元件电气量信息，将电流电压信号转换成正弦波信号，通过信号转换板卡以SV、GOOSE报文的形式发送给实际继电保护装置完成数字物理混合仿真；

步骤4的具体步骤如下：

步骤401：根据搭建的电力系统一次平台接线图和电力元件潮流计算仿真模型参数，进行牛顿-拉夫逊法求解电力系统的电力元件潮流计算仿真模型；

步骤402：建立电力线路、变压器、发电机、负荷元件的数学模型；根据电路原理，建立节点导纳矩阵的节点电压方程I_B＝Y_BU_B；

其中，I_B是所有节点注入电流的列向量，U_B是节点电压的列向量，Y_B是网络中的节点导纳矩阵；

步骤403：根据电力系统各节点性质差异，划分潮流计算中各节点类型，包括：

PQ节点，对于这类节点，节点已知量为注入有功功率P_i和无功功率Q_i，待求量为节点电压幅值U_i和相角θ_i；

PV节点，对于这类节点，节点已知量为注入有功功率P_i和节点电压幅值U_i，待求量为注入无功功率Q_i和节点电压相角θ_i；

Vθ节点，对于这类节点，已知量为节点电压幅值U_i和相角θ_i，待求量为注入有功功率P_i和无功功率Q_i；

步骤404：给定节点电压的初始值实部e_i ⁽⁰⁾和虚部f_i ⁽⁰⁾；

步骤405：针对PQ节点，根据如下公式计算有功功率调整量ΔP_i ^(k)、无功功率调整量ΔQ_i ^(k)；

式中：P_i、Q_i分别为有功功率和无功功率的初始值，G_ij、B_ij分别为导纳矩阵的实部和虚部，e_i、f_i分别为节点i电压的实部和虚部，e_j、f_j分别为节点j电压的实部和虚部；

针对PV节点，根据如下公式计算有功功率改变量ΔP_i ^(k)、节点电压调整量ΔU_i ^(k)2；

针对Vθ节点，为平衡节点，其电压U_n＝e_n+jf_n是恒定的，不参与迭代计算；

步骤406：将节点电压初始值带入如下公式求解修正方程式的系数矩阵，

其中雅可比矩阵的各元素H_ij、N_ij、J_ij和L_ij；

步骤407：求解上述步骤406中的方程式，通过ΔP_i ^(k)、ΔQ_i ^(k)、ΔU_i ^(k)2和Δθ^(k)，求解节点i电压调整量的实部

和虚部Δf_i ⁽⁰⁾；

步骤408：通过判定

Δf_i ⁽⁰⁾是否在设定的阈值范围内，若在阈值范围内则判定潮流是收敛的，若在阈值范围外，则判定潮流不收敛，根据

得到修正后的节点电压值实部/>

和虚部f_i ^(k)；

步骤409：计算平衡节点功率和线路功率，其中平衡节点s的视在功率为：

线路ij的传输功率为：

2.根据权利要求1所述的基于数字物理混合仿真的智能变电站一次平台仿真方法，其特征在于，步骤1中构建电力系统的电力元件潮流计算仿真模型包括设置图形化界面菜单，通过拖动对应图标，生成对应的电力系统一次主接线图；

其中，电力元件包括发电机、母线、变压器、输电线路、电抗器、电容器、负荷、断路器、隔离开关；

电力元件潮流计算仿真模型的参数包括但不限于各元件电阻、电抗、容抗，变压器联结组别、正负零序阻抗、平衡节点设置、平衡机设置、负荷有功和无功功率。

3.根据权利要求1所述的基于数字物理混合仿真的智能变电站一次平台仿真方法，其特征在于，步骤2中电力系统的电网短路电流计算仿真模型参数包括故障类型、故障性质、故障相别、故障位置、复杂故障。

4.根据权利要求1所述的基于数字物理混合仿真的智能变电站一次平台仿真方法，其特征在于，步骤3中电力系统的电力元件潮流计算仿真模型和电网短路电流计算仿真模型通过数据表耦合连接。

5.根据权利要求1所述的基于数字物理混合仿真的智能变电站一次平台仿真方法，其特征在于，步骤5的具体步骤如下：

步骤501：初始化电网短路电流计算仿真模型，将步骤4得到的各节点电压数据、线路负荷电流数据作为电网短路电流计算仿真模型相应的初始值；

步骤502：根据电网中线路参数、发电机及外系统等值参数、短路点故障性质、变压器参数得到初始正负序节点导纳矩阵、初始零序节点导纳矩阵；

步骤503：根据开关状态以及系统运行方式，将原始正序矩阵和零序矩阵进行修改，得到按现场实际运行方式修正后的节点导纳矩阵；

步骤504：按照短路点位置信息计算正、负、零序网综合阻抗；

步骤505：利用高斯消元法对节点导纳矩阵进行简化计算；利用对称分量法，以及基尔霍夫回路电压定律，计算出故障点短路电流的正负零分量，通过算子e^j120，分别得到故障点的A、B、C三相电流和电压标幺值；

步骤506：利用转角公式，求解变压器另一侧的短路电流正、负、零序分量，然后利用算子e^j120，分别得到变压器非故障点侧的A、B、C三相电流和电压标幺值；

步骤507：根据基准容量、平均电压得到基准电流值，将标幺值乘以基准电流值最终得到电流有名值。

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