CN105356494B - 多端vsc-hvdc并网系统的可靠性计算方法 - Google Patents

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Abstract

本发明提供了一种多端VSC‑HVDC并网系统的可靠性计算方法，其包括如下步骤：A、采用解析法对多端VSC‑HVDC并网系统进行子系统划分及可靠性建模；B、建立计及风速特性和风机随机故障的风电场出力模型；C、建立计及STATCOM状态的VSC‑HVDC系统可靠性模型；D、计及风电场出力间歇性的多端VSC‑HVDC并网系统可靠性评估。本发明不仅能够计算两端VSC‑HVDC并网系统可靠性，还能计算多端VSC‑HVDC并网系统可靠性，并且模型通用性较好，便于推广应用；能够考虑VSC‑HVDC系统对风电场或交流系统的无功补偿能力，更为接近VSC‑HVDC工程实际运行情况；能够考虑风电场出力间歇性对VSC‑HVDC系统的影响，更能准确刻画风电场和VSC‑HVDC系统之间的相互关系，工程应用价值更大。

Description

多端VSC-HVDC并网系统的可靠性计算方法
技术领域
本发明属于直流输电系统可靠性计算方法技术领域，具体涉及多端VSC-HVDC并网系统可靠性计算方法。
背景技术
随着风电场规模的增大，风电场采用交流或LCC-HVDC并网遇到了很多技术瓶颈，而VSC-HVDC技术可以克服和缓解并网时存在的诸多问题：首先，VSC-HVDC在传输有功功率的同时，还能灵活地调节与之相连的交流系统电压；其次，VSC-HVDC能够给风电场提供良好的动态无功补偿，避免了风电场无功补偿装置和设备的投资，同时还能提升风电场的故障穿越能力；最后，VSC-HVDC还能防止风电场的电压波动对交流系统的影响，同时也能改善风电场对系统波动的抗干扰能力。因此VSC-HVDC已成为目前国际上公认的大规模风电场并网的最佳选择。特别是多端VSC-HVDC技术，凭借其灵活可控的特点将会成为未来风电场并网的主要方式。目前，国内外关于VSC-HVDC技术的研究较多，主要集中在电气建模、仿真、优化控制和保护策略等方面，而针对VSC-HVDC工程可靠性方面的研究较少，加上VSC-HVDC工程常用于风电场并网，有必要对风电场VSC-HVDC并网工程的潜在风险进行可靠性评估，才能推动VSC-HVDC技术的健康发展。
针对基于电流源换流器的传统直流输电(LCC-HVDC)，VSC-HVDC在潮流反转时，不需要改变电压极性就可以实现电流方向反转，因此非常有利于构成多端VSC-HVDC系统。随着近年来风能、太阳能等可再生能源的兴起，以及将直流并网用于风电场的技术日益成熟，多端VSC-HVDC系统受到了越来越多的关注。世界上已有多个多端VSC-HVDC工程投入使用。我国于2013年投入运行了世界上第一个多端VSC-HVDC工程——广东南澳VSC-HVDC示范工程；2014年投入运行了浙江舟山五端VSC-HVDC示范工程。与两端VSC-HVDC系统相比，多端VSC-HVDC系统能够实现多电源供电、多落点受电，因此其运行方式更加灵活多变，具有更高的经济性与可靠性。特别是随着风电场规模的增大，采用多端VSC-HVDC输电的优势更加明显，它可以将多个风电场连接起来，构成直流网络，提高风电场的风能利用率。但目前国内外针对多端VSC-HVDC系统的可靠性研究较少。
目前国内外对多端VSC-HVDC系统的研究主要集中在电气建模仿真上，而对多端VSC-HVDC系统可靠性方面的研究较少。期刊《电网技术》2009年第33卷第18期“大规模近海风电场VSC-HVDC并网拓扑及其控制”详细介绍了风电场采用多端VSC-HVDC并网的拓扑方式，并设计了相应的控制策略。期刊《现代电力》2013年第30卷第6期“多端直流输电系统可靠性评估方法研究”通过对多端VSC-HVDC系统进行子系统划分，根据状态空间法提出了一种适用于多端VSC-HVDC系统可靠性评估的等效模型，对系统各设备的参数进行灵敏度分析。
当前国内外研究几乎没有考虑VSC-HVDC系统处于STATCOM状态时能够对风电场或交流系统进行动态无功功率补偿，直接采用正常和故障两状态模型对其进行建模，根本没有体现VSC-HVDC系统的优点和价值。另外，上述文献都是采用解析法直接对多端VSC-HVDC系统进行可靠性建模，计算量大，且难以反映风电场采用多端VSC-HVDC并网的实际运行情况，比如多端VSC-HVDC系统的某一端故障时，不影响其他端的正常运行；而且，未计及风电场出力与VSC-HVDC系统的元件故障具有时序相关性的特点。
发明内容
本发明的目的是，针对现有VSC-HVDC系统可靠性计算方法的不足，提供一种VSC-HVDC并网系统的可靠性计算方法，本方法更为通用，不仅能够计算两端VSC-HVDC并网系统可靠性，还能够计算多端VSC-HVDC并网系统可靠性；能够考虑VSC-HVDC系统对风电场或交流系统的无功补偿能力；能够考虑风电场出力和VSC-HVDC系统元件故障间的时序相关性的特点。
为了实现上述目的，本发明提供了一种将Markov法和Monte Carlo法相结合的多端VSC-HVDC并网系统可靠性评估的混合法。首先根据多端VSC-HVDC系统的接线特点和各组成元件的功能将并网系统划分为不同的子系统，包括风电场子系统、整流端子系统、逆变端子系统以及传输线路子系统，分别建立各子系统的Markov模型；然后基于时序Monte Carlo法计算系统可靠性指标。另外，为了刻画风电场出力间歇性对VSC-HVDC并网系统可靠性的影响以及VSC-HVDC系统的无功补偿能力，建立了多端VSC-HVDC并网系统可靠性评估指标体系。本发明的可靠性计算方法具体步骤如下：
A、采用解析法对多端VSC-HVDC并网系统进行子系统划分及可靠性建模；
对于多端VSC-HVDC系统而言，由于其元件数量较多且运行状况复杂，若直接对其进行建模和求解比较困难，因此可以借鉴常规高压直流输电系统可靠性评估中基于子系统划分的思想。子系统划分方法是一种简化且精度更高的方法，在直流输电系统可靠性评估中得到了广泛应用。
以三端VSC-HVDC并网系统为例，首先根据其并网拓扑和各组成部分的功能进行子系统划分，主要分为风电场子系统、整流端子系统、逆变端子系统以及直流线路子系统，如图1所示。然后分别对各子系统建立Markov等效模型，能有效降低建模复杂度。
①风电场子系统
风电场子系统的功能是将风能转化为电能，经变压器升压后输送到换流站。风电场出力主要受到风机以及与之相连的升压变压器的影响。把风机模型和升压变压器模型进行组合，得到风电场子系统的多状态Markov模型，如图2所示。图中，括号里的数字(1)、(2)、(3)、(4)代表风电场子系统的状态；1表示风机，2表示升压变压器；λ1和μ1分别为风机的故障率和修复率；λ2和μ2分别为升压变压器的故障率和修复率。
将图2进行化简后得到风电场子系统的等效两状态Markov等效模型，如图3所示。
②整流端子系统
整流端子系统的功能是将风电场输送过来的电能经联接变压器变压后并经过换流器整流，然后通过直流输电线路输送出去。整流端子系统主要包括联接变压器、交流滤波器、相电抗器、电压源换流器、直流电容以及控制保护装置等。
根据上述两元件的模型组合过程，将组合后的结果继续和其他元件进行再次组合，最终得到整流端子系统的等效两状态Markov模型，如图4所示。
③逆变端子系统
逆变端子系统的功能是将直流输电线路输送过来的直流逆变为交流，最后接入交流系统。与整流端子系统类似，逆变端子系统也主要包括联接变压器、交流滤波器、相电抗器、电压源换流器、直流电容以及控制保护装置等。逆变端子系统的建模过程同整流端子系统一致，此处不再赘述。图5给出了逆变端子系统的等效两状态Markov模型。
④直流线路子系统
直流输电线路可以将两个换流器互联，具备有功功率交换的能力，可以进行有功潮流的传输。为了减少直流输电线路故障，VSC-HVDC系统通常采用电缆作为输电线路。
当直流输电线路工作正常时，此时VSC-HVDC系统既可以传输有功功率，又可以与风电场或交流系统进行无功功率交换，改善交流侧电网的运行环境；
当直流输电线路发生永久性故障(包括断线故障、单极接地故障以及双极短路故障)时，需要立即闭锁换流站并断开交流侧断路器，此时系统处于停运状态，既不能传输有功功率，也不能提供无功补偿；
当直流输电线路因为其他原因(包括直流线路检修或系统运行方式改变等)断开时，换流站可作为独立的STATCOM运行，此时系统不能传输有功功率，但可以对风电场或交流系统进行无功补偿，即系统运行在STATCOM状态。
直流线路子系统虽然含有正极和负极两条直流输电线路，但由于VSC-HVDC系统自身的特点，不存在单极独立运行的情况，即任一条线路故障均会导致VSC-HVDC停运；而且考虑到其处于STATCOM运行的状态，建立了直流线路子系统的Markov模型，如图6所示。图中，括号里的数字(1)、(2)、(3)、(4)、(5)代表直流线路子系统的状态；1和2表示两条直流线路；λ和μ分别为直流线路在正常状态和故障状态之间的转移率；λS和μS分别为直流线路在正常状态和STATCOM状态之间的转移率。
将图6进行化简后得到直流线路子系统的等效3状态Markov等效模型，如图7所示。
经过上述子系统划分以后，可知三端VSC-HVDC并网系统主要包括风电场子系统、整流端子系统、逆变端子系统以及直流线路子系统。根据子系统之间的逻辑关系，可得整个VSC-HVDC并网系统的可靠性模型框图，如图8所示。图中，WF1和WF2分别表示风电场子系统；ST1和ST2分别表示整流端子系统；TS表示直流线路子系统；RT表示逆变端子系统。
对图8进行故障后果分析：风电场子系统WF1和整流端子系统ST1相互影响，任一个发生故障时都会影响另一个的正常运行，但不会影响其他剩余子系统的正常运行；同样地，风电场子系统WF2和整流端子系统ST2相互影响，但不会影响其他剩余子系统的正常运行；直流线路子系统TS发生故障时，会影响所有换流站的正常运行，此时系统处于停运状态：既不能传输有功功率，也不能提供无功补偿能力；当直流线路子系统TS因为其他原因断开时，换流站可作为独立的STATCOM运行，此时系统不能传输有功功率，但可以对风电场或交流系统进行无功补偿，即系统运行在STATCOM状态；由于只有一个逆变端子系统RT，当其发生故障时会影响所有子系统的正常运行。
B、建立计及风速特性和风机随机故障的风电场出力模型；
1)风速预测模型
为了计及风速的时序性和自相关性等特征，首先采用ARMA模型对风速进行预测。ARMA(Auto-Regressive and Moving Average Model)模型表达式如下：
式中，yt表示t时刻的序列值，φi(i＝1，2，…，n)和θj(j＝1，2，…，m)分别表示自回归系数和滑动平均参数，εt是均值为0，方差为σ2的高斯白噪声，即εt∈NID(0，σ2)，NID服从正态分布。上式可以简记为ARMA(n，m)。
2)单台风机出力模型
由于风机的出力随风速的变化而变化，导致风能具有间歇性和随机性。但是风机的输出功率不仅与风速有关，还与风机的性能和效率有关。综合考虑上述因素，得到风机输出功率和风速的关系曲线，如图9所示。
风机功率输出曲线可用如下函数描述[62]：
式中，vt为t时刻风速，P(t)为t时刻风机输出功率，Pr为风机额定功率，vci、vr和vco分别为风机切入风速、额定风速和切出风速；A、B和C为模型参数，计算公式如下：
3)风电场出力模型
为了计及风电场出力和VSC-HVDC系统元件故障之间的时间相关性，因此采用时序Monte Carlo对风电场子系统进行抽样。时序Monte Carlo法是按照时间顺序，在一个时间跨度上进行的模拟。通常是对元件状态持续时间的概率分布进行抽样，具体步骤如下：
①指定所有元件的初始状态，一般假设所有元件开始均处于正常运行状态。
②对每一元件停留在当前状态的持续时间进行抽样。应当设定状态持续时间的概率分布。对于不同的状态，比如运行或修复过程，可以假设不同的状态持续时间概率分布。例如，指数分布的状态持续时间的抽样值如下式：
式中，Ri是对应于第i个元件在[0，1]区间均匀分布的随机数。如果当前的状态是正常运行状态，则λi是第i个元件的故障率；如果当前的状态是故障停运状态，则λi是第i个元件的修复率。
③在所研究的时间跨度(大量的抽样年)内重复第2步，并记录所有元件的每一种状态持续时间的抽样值，即可获得给定时间跨度内每一元件的时序状态转移过程，如图10所示。
④组合所有元件的状态转移过程，最终建立系统时序状态转移循环过程，如图11所示。
C、建立计及STATCOM状态的VSC-HVDC系统可靠性模型；
由于直流输电线路子系统采用3状态模型，在对其进行抽样时与一般的两状态模型有所区别。假定直流输电线路初始状态处于正常运行，下一个状态可能是故障状态，也可能是STATCOM状态。因此，在对直流线路状态进行抽样时：
若下一个状态是故障状态，则持续时间：
若下一个状态是STATCOM状态，则持续时间：
式中，R1、R2是[0，1]区间均匀分布的随机数，λ1、λ2分别为正常状态到故障状态、正常状态到STATCOM状态的转移率。
T＝min(T1,T2) (7)
取其较小值T作为下一个状态的持续时间，然后继续循环直到抽样结束。其他子系统都采用两状态模型，即只在正常和故障两个状态之间转移。
最后将各个子系统的状态进行组合得到计及STATCOM状态的VSC-HVDC系统的可用传输容量。
D、计及风电场出力间歇性的多端VSC-HVDC并网系统可靠性评估。
当风电场采用VSC-HVDC并网时，由于风电场出力的间歇性，将会出现一些特殊的运行工况：如风速较小或较大时，风电场出力较小或为零时，此时如果VSC-HVDC系统由于内部元件故障导致停运或降额运行时，但风电场发出的功率仍然能够通过VSC-HVDC并网，不会损失或损失较小的风电功率，那么此类故障不应计入可靠性指标中，因此在对VSC-HVDC并网系统进行可靠性评估时需要考虑风电场出力间歇性的影响。具体来说，主要分为下面几种情况：
①当风电场出力为零时，此时无论VSC-HVDC系统处于何种状态，均认为VSC-HVDC并网系统处于额定运行状态，原因是风电功率并没有因为VSC-HVDC系统发生强迫停运而出现无法传输的情况。
②当风电场出力小于VSC-HVDC系统可用传输容量时，也认为VSC-HVDC并网系统处于额定运行状态，原因也是风电功率并没有因为VSC-HVDC系统发生强迫停运而出现无法传输的情况。
③当风电功率大于VSC-HVDC系统可用传输容量时，只需要计算因为VSC-HVDC系统处于降额或停运时而阻挡的风电功率。比如当风电场出力为20MW时，此时VSC-HVDC系统处于故障状态，可用传输容量为0MW。但是这种情况应该归在VSC-HVDC并网系统40MW(60-20＝40)状态，而不是传统VSC-HVDC并网模型中0MW状态。
由于VSC-HVDC系统与常规高压直流输电系统在系统配置方式、元件构成等方面具有较大的相似性，因此可以参考常规高压直流输电系统的部分可靠性指标，如下所示：
①总等值停运时间(Total Equivalent Outage Time，TEOT)：
TEOT＝∑EOT (8)
式中，EOT表示等值停运小时数，是按照实际停运时间T按停运容量在系统额定容量中所占比例进行折算后的数值，即：
式中，停运期间可用容量指系统停运或降额运行情况下还可以传输的容量。
②能量不可用率(Energy Unavailability，EU)：
③能量可用率(Energy Availability，EA)：
EA＝1-EU (11)
但是对于风电场VSC-HVDC并网系统而言，其主要功能是将风能并网，但由于风能具有间歇性，导致风电场大部分时间处于降额容量运行。因此，上述基于额定传输容量的传统可靠性指标难以计入风力场出力间歇性的影响；另外，VSC-HVDC系统不需要传输有功功率时可作为STATCOM运行，需要定义新的指标来刻画VSC-HVDC系统对风电场或交流系统的无功补偿能力。
④等值有功功率(Equivalent Active Power，EAP)：
式中，Pwind(t)表示计入风速特性和风机故障后，风电场t时刻可发出的功率；Pvsc(t)表示t时刻VSC-HVDC可用传输容量；T为给定时间区间长度。
⑤等值风能利用率(Equivalent Utilization of Wind Energy，EUWE)：
⑥风电场和VSC-HVDC系统协调度(Coordination Degree of Wind farms andVSC-HVDC，CDWV)：
⑦无功调节度(Reactive Power Regulation Degree，RPRD)：
RPRD＝Tvar/T (15)
式中，Tvar表示时间区间T内VSC-HVDC系统向风电场和交流系统提供无功补偿的时长。
等值有功功率(EAP)、等值风能利用率(EUWE)以及风电场和VSC-HVDC系统协调度(CDWV)三个指标从不同角度反映了VSC-HVDC系统和风电场的匹配程度；无功调节度(RPRD)指标从无功贡献时间刻画了VSC-HVDC系统对风电场或交流电网的无功补偿能力。
与现有技术相比，本发明具有以下效果：
1、克服现有解析法的不足，不仅能够计算两端VSC-HVDC并网系统可靠性，还能计算多端VSC-HVDC并网系统可靠性，并且模型通用性较好，便于推广应用；
2、能够考虑VSC-HVDC系统对风电场或交流系统的无功补偿能力，更为接近VSC-HVDC工程实际运行情况；
3、能够考虑风电场出力间歇性对VSC-HVDC系统的影响，更能准确刻画风电场和VSC-HVDC系统之间的相互关系，工程应用价值更大。
本发明广泛应用于多端VSC-HVDC并网系统可靠性计算中，特别用于大规模风电场并网系统中。
附图说明
图1为三端VSC-HVDC并网拓扑结构示意图；
图2为风机和升压变压器的模型组合示意图；
图3为风电场子系统等效两状态Markov模型示意图；
图4为整流端子系统等效两状态Markov模型示意图；
图5为逆变端子系统等效Markov模型示意图；
图6为两条直流线路的模型组合示意图；
图7为直流线路子系统等效3状态Markov模型示意图；
图8为三端VSC-HVDC并网系统可靠性模型框图；
图9为风机功率输出曲线；
图10为元件时序状态转移过程示意图；
图11为系统时序状态转移过程示意图；
图12为风机输出功率时序图。
具体实施方式
实施例1
本实施例中，计算广东南澳多端VSC-HVDC示范工程的可靠性，其算例拓扑如图4所示。本实施例计算多端VSC-HVDC并网系统可靠性计算方法的具体步骤如下：
A、采用解析法对多端VSC-HVDC并网系统进行子系统划分及可靠性建模
根据三端VSC-HVDC系统的并网拓扑和各组成部分的功能进行子系统划分，主要分为风电场子系统、整流端子系统、逆变端子系统以及直流线路子系统，并分别建立各子系统的Markov等效模型。
①风电场子系统
将风机模型和升压变压器模型进行组合，化简后得到风电场子系统的两状态Markov模型，如图3所示。
②整流端子系统
整流端子系统主要包括联接变压器、交流滤波器、相电抗器、电压源换流器、直流电容以及控制保护装置等。根据上述两元件的模型组合过程，将组合后的结果继续和其他元件进行再次组合，最终得到整流端子系统的等效两状态Markov模型，如图4所示。
需要注意的是：由于整流端1有一段连接到整流端2的直流输电线路，其故障导致的后果与此整流端1中的元件故障后果一致，故也将其归到整流端1子系统中。
③逆变端子系统
与整流端子系统类似，逆变端子系统也主要包括联接变压器、交流滤波器、相电抗器、电压源换流器、直流电容以及控制保护装置等。逆变端子系统的建模过程同整流端子系统一致，此处不再赘述，如图5所示。
④直流线路子系统
直流线路子系统虽然含有正极和负极两条直流输电线路，但由于VSC-HVDC系统自身的特点，不存在单极独立运行的情况，即任一条线路故障均会导致VSC-HVDC停运；而且考虑到其处于STATCOM运行的状态，建立了直流线路子系统的3状态Markov等效模型，如图7所示。
B、建立计及风速特性和风机随机故障的风电场出力模型
1)风速预测模型
为了计及风速的时序性和自相关性等特征，首先采用ARMA模型对某地区100年的风速进行预测。根据该某地区历史风速数据，其ARMA模型如下：
yt＝2.2642yt-1-1.8459yt-2+0.5607yt-3+εt (16)
+1.1136εt-1-1.3496εt-2+0.63943εt-3
εt∈(0，0.3574722)
2)单台风机出力模型
根据风速数据，利用公式(2.9)计算出单台风机(本章取额定功率为2MW)每小时的输出功率，截取其中200h(3630～3830h)的风机输出功率，如图12所示。
3)风电场出力模型
采用时序Monte Carlo法在100年的时间跨度上对风电场子系统停留在当前状态的持续时间进行抽样。风电场子系统的等效故障率λ＝1.2467次/年、等效修复时间μ＝292.2小时
C、建立计及STATCOM状态的VSC-HVDC系统可靠性模型
采用时序Monte Carlo法在100年的时间跨度上对各个子系统停留在当前状态的持续时间进行抽样。各个子系统的等效故障率和修复时间如表1及表2所示：
表1
表2
最后将各个子系统的状态进行组合，得到计及STATCOM状态的VSC-HVDC系统的可用传输容量。
D、计及风电场出力间歇性的多端VSC-HVDC并网系统可靠性评估
当风电场采用VSC-HVDC并网时，需要考虑风电场出力间歇性的影响，主要包括三种情况：①风电场出力为零；②风电场出力小于VSC-HVDC系统可用传输容量；③风电功率大于VSC-HVDC系统可用传输容量。根据上述发明内容里对这三种情况的处理，计算得到并网系统的可靠性指标。
实验结果
计及STATCOM状态的多端VSC-HVDC系统容量停运概率和频率的计算结果如表3所示：
表3
计及STATCOM状态前后多端VSC-HVDC系统的可靠性指标的计算结果如表4所示：
表4
计及风电场出力间歇性前后多端VSC-HVDC并网系统的容量停运概率和频率的计算结果如表5所示：
表5
计及风电场出力间歇性前后多端VSC-HVDC并网系统的可靠性指标的计算结果如表6所示：
表6
切入风速对VSC-HVDC并网系统可靠性评估指标体系的影响如表7所示：
表7
vci＝3 vci＝4 vci＝5 vci＝6 vci＝7
EAP 61.017 60.771 60.488 59.879 59.309
EUWE 0.99412 0.99300 0.99265 0.99155 0.99294
CDWV 0.59200 0.59340 0.59566 0.59951 0.60349
RPRD 0.13876 0.15423 0.18628 0.22295 0.26545
额定风速对VSC-HVDC并网系统可靠性评估指标体系的影响如表8所示：
表8
vr＝13 vr＝14 vr＝15 vr＝16 vr＝17
EAP 70.682 65.791 60.771 55.895 51.006
EUWE 0.99207 0.99278 0.99300 0.99476 0.99404
CDWV 0.52760 0.56012 0.59340 0.62636 0.65863
RPRD 0.15447 0.15420 0.15423 0.16254 0.17610
切出风速对VSC-HVDC并网系统可靠性评估指标体系的影响如表9所示：
表9
vco＝21 vco＝23 vco＝25 vco＝27 vco＝29
EAP 56.165 57.736 60.771 62.611 63.709
EUWE 0.99256 0.99273 0.99300 0.99375 0.99239
CDWV 0.32896 0.61386 0.59340 0.58139 0.57416
RPRD 0.18426 0.17947 0.15423 0.13896 0.13044
从上述结果可知，运用本方法评估多端VSC-HVDC并网系统可靠性时，有效降低了建模的复杂性；计及了风电场出力和VSC-HVDC系统元件故障之间的时序相关性；刻画了VSC-HVDC系统处于STATCOM状态运行时的无功补偿能力；分析了切入风速、额定风速和切出风速对多端VSC-HVDC并网系统可靠性均的影响，结果表明应结合当地风电场的实际风况来合理选择风机参数。运用本方法得到的评估结果更为接近工程实际，便于工程人员学习实用，并且通用性较好，可以有效地处理多端VSC-HVDC并网系统可靠性。
以上是对本发明做的示例性描述，凡在不脱离本发明核心的情况下做出的简单变形或修改均落入本发明的保护范围。

Claims (4)

1.一种多端VSC-HVDC并网系统的可靠性计算方法，其包括如下步骤：
A、采用解析法对多端VSC-HVDC并网系统进行子系统划分及可靠性建模；步骤A中，根据多端VSC-HVDC系统的并网拓扑和各组成部分的功能进行子系统划分，分为风电场子系统、整流端子系统、逆变端子系统以及直流线路子系统，并分别建立各子系统的Markov等效模型；
B、建立计及风速特性和风机随机故障的风电场出力模型；步骤B中，采用时序MonteCarlo对风电场子系统进行抽样；
C、建立计及STATCOM状态的VSC-HVDC系统可靠性模型；步骤C中，在对直流线路状态进行抽样时，
若下一个状态是故障状态，则持续时间：
若下一个状态是STATCOM状态，则持续时间：
式中，R1、R2是[0，1]区间均匀分布的随机数，λ1、λ2分别为正常状态到故障状态、正常状态到STATCOM状态的转移率；
D、计及风电场出力间歇性的多端VSC-HVDC并网系统可靠性评估；步骤D中，在对VSC-HVDC并网系统进行可靠性评估时，计及风电场出力间歇性的影响；计及风电场出力间歇性的影响分为下面几种情况：
①当风电场出力为零时，此时无论VSC-HVDC系统处于何种状态，均认为VSC-HVDC并网系统处于额定运行状态；
②当风电场出力小于VSC-HVDC系统可用传输容量时，也认为VSC-HVDC并网系统处于额定运行状态；
③当风电功率大于VSC-HVDC系统可用传输容量时，只需要计算认为VSC-HVDC系统处于降额或停运时而阻挡的风电功率。
2.如权利要求1所述的可靠性计算方法，其特征在于，
针对风电场子系统，将风机模型和升压变压器模型进行组合，化简后得到风电场子系统的两状态Markov模型；
针对整流端子系统，根据风机模型和升压变压器模型的组合过程，将组合后的结果继续和其它元件进行再次组合，最终得到整流端子系统的等效两状态Markov模型；
针对逆变端子系统，根据风机模型和升压变压器模型的组合过程，将组合后的结果继续和其它元件进行再次组合，最终得到逆变端子系统的等效两状态Markov模型；
针对直流线路子系统，考虑到其处于STATCOM运行的状态，建立直流线路子系统的3状态Markov等效模型。
3.如权利要求1所述的可靠性计算方法，其特征在于，采用时序Monte Carlo对风电场子系统进行抽样的具体步骤如下：
①指定所有元件的初始状态；
②对每一元件停留在当前状态的持续时间进行抽样；
③在所研究的时间跨度内重复第2步，并记录所有元件的每一种状态持续时间的抽样值，即可获得给定时间跨度内每一元件的时序状态转移过程；
④组合所有元件的状态转移过程，最终建立系统时序状态转移循环过程。
4.如权利要求1所述的可靠性计算方法，其特征在于，
T＝min(T1,T2)
取其较小值T作为下一个状态的持续时间，然后继续循环直到抽样结束；其它子系统都采用两状态模型，即只在正常和故障两个状态之间转移；
最后将各个子系统的状态进行组合得到计及STATCOM状态的VSC-HVDC系统的可用传输容量。
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