CN111404144A - 一种基于非序贯蒙特卡洛法的交直流配电网可靠性评估方法 - Google Patents

Abstract

本发明提供一种基于非序贯蒙特卡洛法的交直流配电网可靠性评估方法，包括如下步骤：步骤1：根据选定的交直流混合配电网；步骤2：依据步骤1提供的交直流混合配电网结构及参数，通过非序贯蒙特卡洛法，对系统中的元件状态进行抽样，同时根据可再生能源以及负荷的出力概率模型，对可再生能源出力以及负荷值进行抽样，最后得到负荷值与可再生能源出力；步骤3：依据步骤2提供的负荷值与可再生能源出力，判断是否有元件故障，得到元件故障状态等步骤；本发明立足于解决交直流混合配电网的可靠性评估问题，适应可再生能源及负荷的波动性，综合时序抽样方法、换流器的控制模式切换、最优切负荷方法。

Description

一种基于非序贯蒙特卡洛法的交直流配电网可靠性评估方法

技术领域

本发明涉及一种交直流配电网可靠性评估方法，特别是涉及一种基于非序贯蒙特卡洛法的交直流配电网可靠性评估方法。

背景技术

对于配电网而言，可再生能源(Renewable Energy Sources,RES)的高渗透率接入会使其稳态运行呈现出许多新的特征。电网的源端和荷端将呈现较大的不确定性，运行形态将更加复杂，形成电网潮流双向化的特征。由于可再生能源发电的波动性，随着其高比例地接入配电网中，产生的峰谷差甚至会超过负荷的波动程度，成为电网运行不确定性的主要来源，给电网的电能质量以及规划运行带来了很大的挑战。配电网可靠性是指配电网对用户连续供电能力的程度。配电网可靠性评估是指利用配电网拓扑信息和元件可靠性参数，采用一定的可靠性评估方法，来获得配电网的各项可靠性指标，以达到对系统的可靠性水平进行定量评估，找出配电网中的可靠性薄弱环节从而寻求提高系统可靠性的途径，以及进行可靠性的成本效益分析等目的。

目前国内的配电网仍然以交流配电网为主，但随着直流输电技术的发展以及电力电子技术的不断进步，基于电压源换流器的柔性直流配电技术开始在配电网中得到应用。与交流配电技术相比，直流配电技术在提升配电网可控性、促进可再生能源消纳，提高供电可靠性等方面都具有一定的优势。应用直流配电技术，可以直接向直流负荷供电，有效地降低电力电子变换器的使用频率，从而提高供电的效率及经济性；可以有效地协调可再生能源、多样性负荷与电网之间的矛盾，充分发挥可再生能源供电的价值，提高系统的供电可靠性。直流配电网虽然具有很大的优势，但是完全取代传统的交流配电网并不现实。因此，从充分利用直流配电网的优势以及原有的交流配电网所存设备、技术和资产的角度出发，交直流混合配电网就成为了未来配电网发展的一个必然趋势。交直流混合配电网相较于传统的交流配电网，具有潮流调节能力强，可控程度高，网络运行损耗较小以及提高能源利用效率的特点。

针对供电可靠性的评估方法，国内外已经广泛开展了相关研究，并提出了基于蒙特卡罗时序模拟方法的配电网可靠性评估算法。但使用序贯蒙特卡洛方法求解较为繁琐，求解时间过长，且现有研究主要针对纯交流配电网。而对交直流配电网来说，不仅可以通过联络开关实现不同交流馈线间的连通和转供，还可以通过交直流变流器实现交流网络和直流网络间的灵活功率控制，在不同的负荷分布和故障方式下运行方式更加灵活。纯交流配电网的可靠性评估方法无法直接应用于交直流混合配电网的可靠性评估中。因此，亟需一种适用于交直流混合配电网的可靠性评估方法，用以解决分布式电源高渗透率接入下交直流混合配电网的可靠性评估问题。

发明内容

本发明所要解决的技术问题是，提供一种适用于交直流混合配电网的可靠性评估方法，用以解决分布式电源高渗透率接入下交直流混合配电网的可靠性评估问题。

本发明所采用的技术方案是：

步骤1：根据选定的交直流混合配电网，输入如下的系统参数：线路参数，负荷水平，网络拓扑连接关系，系统节点电压安全范围和支路电流限制，分布式电源的接入位置和容量，换流器的接入位置、容量及参数，负荷需求、分布式电源出力在各时段的波动系数，以及元件的可靠性参数；根据用户的实际可靠性评估需求，设置最大仿真次数k_max，并将仿真次数初始化为k＝1；

步骤2：依据步骤1提供的交直流混合配电网结构及参数，通过非序贯蒙特卡洛法，对系统中的元件状态进行抽样，同时根据可再生能源以及负荷的出力概率模型，对可再生能源出力以及负荷值进行抽样，最后得到负荷值与可再生能源出力；

所述的可再生能源以及负荷的出力概率模型，可以由建立时序抽样概率模型得到，具体步骤如下：

步骤2-1：根据历史数据，形成分布式电源的年输出功率曲线以及年负荷曲线：

式中，P_wt代表风机的年输出功率曲线；P_v代表光伏的年输出功率曲线；P_d代表年负荷曲线；

步骤2-2：设仿真的总时长为N年，一年8760个小时。则在0-8760*N之间抽取一个随机整数T，作为第i次仿真的时刻值。即第i次仿真的时刻值：

T＝unidrnd(8760*N) (4)

步骤2-3：确定第i次仿真对应的可再生能源出力以及负荷水平：

式中，

和

分别代表第i次仿真时风机和光伏的出力值，

代表第i次仿真时的负荷水平；

步骤2-4：在非序贯蒙特卡洛的每次抽样时，重复步骤2-2和步骤2-3，得到每次仿真时可再生能源的出力以及负荷水平；

步骤3：依据步骤2提供的负荷值与可再生能源出力，判断是否有元件故障，得到元件故障状态，如果有，则进入步骤4，如果没有，返回步骤2；

步骤4：依据步骤3得到的元件故障状态，根据故障调整换流器的控制模式，得到换流器的运行状态；

所述的根据故障调整换流器的控制模式，可以表现为如下方法：

VSC具有两个可控的运行参数，根据控制参数的不同，可分为多种控制方式，最典型的有三种方式：(1)PQ控制，控制量为VSC交流侧的有功和无功功率；(2)U_dcQ控制，控制量为VSC直流侧的电压幅值以及VSC交流侧的无功功率；(3)U_acθ控制，控制量为VSC交流侧的电压幅值和相角。当VSC的控制模式为U_dcQ控制时，可以给相连的直流配电网提供电源支撑；当其控制模式为U_acθ控制时，可以给相连的交流配电网提供电源支撑；

正常运行时，交流配电网由上级电源充当平衡节点，而直流配电网中则至少需要有一个U_dcQ控制的换流器来提供电压支撑。发生故障后，当交流配电网由于故障失去平衡节点时，与之相连的换流器的控制模式应设为U_acθ控制；当直流配电网由于故障失去平衡节点时，与之相连的换流器的控制模式应设为U_dcQ控制；其余换流器的控制模式均设为PQ控制即可；

步骤5：依据步骤4得到的换流器的运行状态，进行交直流混合配电网的潮流计算，判断是否有负荷失电，得到配电网的失负荷情况；

步骤6：依据步骤5得到的配电网的失负荷情况，判断是否出现潮流不收敛的情况，得到系统越限情况，如果有，则进入步骤7，如果没有，则返回步骤2；

步骤7：依据步骤6得到的系统越限情况，结合换流器的控制量，进行最优切负荷计算，得到系统最小切负荷量；

所述的最优切负荷计算方法，可以表示为如下形式：

P_i/Q_i＝P_shed，i/Q_shed，i (15)

P_VSC，DC＝-(P_VSC，AC+α|P_VSC，AC|) (17)

式中，P_shed，j为节点j切除负荷的有功功率，N_L为配电网负荷节点的总数。式中，Ω_AC为所有交流线路的集合，r_ji和x_ji为支路ji的电阻和电抗，P_ji和Q_ji分别表示流经支路ji的有功和无功功率，I_ji表示流经支路ji的电流，P_i和Q_i分别表示注入节点i的有功功率和无功功率，P_shed，i和Q_shed，i分别代表节点i处切除的有功负荷和无功负荷，U_i表示节点i处的电压；

和

分别为节点i处分布式电源的发电功率和负荷消耗的有功功率，

和

分别为节点i处分布式电源注入的无功功率和负荷消耗的无功功率，P_VSC和Q_VSC分别代表流过换流器的有功及无功功率，S_VSC代表换流器的最大允许容量，P_VSC，AC和P_VSC，DC分别为换流器交流侧和直流侧的有功功率，α为换流器的损耗系数，U^min和U^max分别为系统允许节点电压值最小值和最大值，I^max为支路允许流过的电流最大值；

步骤8：依据步骤7得到的系统最小切负荷量，判断仿真次数是否达到了预先的设定值，得到仿真运行情况，如果是，则进入步骤9，如果没有，则返回步骤2；

步骤9：依据步骤8得到的仿真运行情况，计算交直流配电网的可靠性指标R。

所述的交直流配电网的可靠性指标R的计算方法，可以表示为如下形式：

式中，EENS表示一年的停电功率的期望值，N表示计算分析中采用的抽样次数，F_EENS(X_i)表示为系统状态X_i的被迫切除的负荷总量，λ_i表示负荷点i的平均故障率，N_i表示负荷点i处的用户总数，k_i表示负荷点i的年平均停电时间。

有益效果

本发明的一种基于非序贯蒙特卡洛法的交直流配电网可靠性评估方法，立足于解决交直流混合配电网的可靠性评估问题，适应可再生能源及负荷的波动性，综合时序抽样方法、换流器的控制模式切换、最优切负荷方法，得到基于非序贯蒙特卡洛法的交直流混合配电网供电可靠性评估方法。

附图说明

图1是本发明基于影响增量的交直流配电网可靠性评估方法的流程图；

图2是交直流混合配电网算例结构图；

图3是纯交流混合配电网算例结构图；

图4是蒙特卡洛收敛曲线；

图5是N-1故障失负荷量对比。

具体实施方式

下面结合实施例和附图对本发明的一种基于非序贯蒙特卡洛法的交直流配电网可靠性评估方法做出详细说明。

如图1所示，本发明的一种基于影响增量的交直流配电网可靠性评估方法，包括如下步骤：

步骤1：根据选定的交直流混合配电网，输入如下的系统参数：线路参数，负荷水平，网络拓扑连接关系，系统节点电压安全范围和支路电流限制，分布式电源的接入位置和容量，换流器的接入位置、容量及参数，负荷需求、分布式电源出力在各时段的波动系数，以及元件的可靠性参数；根据用户的实际可靠性评估需求，设置最大仿真次数k_max，并将仿真次数初始化为k＝1；

步骤2：依据步骤1提供的交直流混合配电网结构及参数，通过非序贯蒙特卡洛法，对系统中的元件状态进行抽样，同时根据可再生能源以及负荷的出力概率模型，对可再生能源出力以及负荷值进行抽样，最后得到负荷值与可再生能源出力；

所述的可再生能源以及负荷的出力概率模型，可以由建立时序抽样概率模型得到，具体步骤如下：

步骤2-1：根据历史数据，形成分布式电源的年输出功率曲线以及年负荷曲线：

式中，P_wt代表风机的年输出功率曲线；P_v代表光伏的年输出功率曲线；P_d代表年负荷曲线。

步骤2-2：设仿真的总时长为N年，一年8760个小时。则在0-8760*N之间抽取一个随机整数T，作为第i次仿真的时刻值。即第i次仿真的时刻值：

T＝unidrnd(8760*N) (4)

步骤2-3：确定第i次仿真对应的可再生能源出力以及负荷水平：

式中，

和

分别代表第i次仿真时风机和光伏的出力值，

代表第i次仿真时的负荷水平。

步骤2-4：在非序贯蒙特卡洛的每次抽样时，重复步骤2-2和步骤2-3，得到每次仿真时可再生能源的出力以及负荷水平。

步骤3：依据步骤2提供的负荷值与可再生能源出力，判断是否有元件故障，得到元件故障状态，如果有，则进入步骤4，如果没有，返回步骤2；

步骤4：依据步骤3得到的元件故障状态，根据故障调整换流器的控制模式，得到换流器的运行状态；

所述的根据故障调整换流器的控制模式，可以表现为如下方法：

VSC具有两个可控的运行参数，根据控制参数的不同，可分为多种控制方式，最典型的有三种方式：(1)PQ控制，控制量为VSC交流侧的有功和无功功率；(2)U_dcQ控制，控制量为VSC直流侧的电压幅值以及VSC交流侧的无功功率；(3)U_acθ控制，控制量为VSC交流侧的电压幅值和相角。当VSC的控制模式为U_dcQ控制时，可以给相连的直流配电网提供电源支撑；当其控制模式为U_acθ控制时，可以给相连的交流配电网提供电源支撑；

正常运行时，交流配电网由上级电源充当平衡节点，而直流配电网中则至少需要有一个U_dcQ控制的换流器来提供电压支撑。发生故障后，当交流配电网由于故障失去平衡节点时，与之相连的换流器的控制模式应设为U_acθ控制；当直流配电网由于故障失去平衡节点时，与之相连的换流器的控制模式应设为U_dcQ控制；其余换流器的控制模式均设为PQ控制即可；

步骤5：依据步骤4得到的换流器的运行状态，进行交直流混合配电网的潮流计算，判断是否有负荷失电，得到配电网的失负荷情况；

步骤6：依据步骤5得到的配电网的失负荷情况，判断是否出现潮流不收敛的情况，得到系统越限情况，如果有，则进入步骤7，如果没有，则返回步骤2；

步骤7：依据步骤6得到的系统越限情况，结合换流器的控制量，进行最优切负荷计算，得到系统最小切负荷量；

所述的最优切负荷计算方法，可以表示为如下形式：

P_i/Q_i＝P_shed，i/Q_shed，i (15)

P_VSC，DC＝-(P_VSC，AC+α|P_VSC，AC|) (17)

式中，P_shed，j为节点j切除负荷的有功功率，N_L为配电网负荷节点的总数。式中，Ω_AC为所有交流线路的集合，r_ji和x_ji为支路ji的电阻和电抗，P_ji和Q_ji分别表示流经支路ji的有功和无功功率，I_ji表示流经支路ji的电流，P_i和Q_i分别表示注入节点i的有功功率和无功功率，P_shed，i和Q_shed，i分别代表节点i处切除的有功负荷和无功负荷，U_i表示节点i处的电压；

和

分别为节点i处分布式电源的发电功率和负荷消耗的有功功率，

和

分别为节点i处分布式电源注入的无功功率和负荷消耗的无功功率，P_VSC和Q_VSC分别代表流过换流器的有功及无功功率，S_VSC代表换流器的最大允许容量，P_VSC，AC和P_VSC，DC分别为换流器交流侧和直流侧的有功功率，α为换流器的损耗系数，U^min和U^max分别为系统允许节点电压值最小值和最大值，I^max为支路允许流过的电流最大值；

步骤8：依据步骤7得到的系统最小切负荷量，判断仿真次数是否达到了预先的设定值，得到仿真运行情况，如果是，则进入步骤9，如果没有，则返回步骤2；

步骤9：依据步骤8得到的仿真运行情况，计算交直流配电网的可靠性指标R。

所述的交直流配电网的可靠性指标R的计算方法，可以表示为如下形式：

式中，EENS表示一年的停电功率的期望值，N表示计算分析中采用的抽样次数，F_EENS(X_i)表示为系统状态X_i的被迫切除的负荷总量，λ_i表示负荷点i的平均故障率，N_i表示负荷点i处的用户总数，k_i表示负荷点i的年平均停电时间。

下面给出具体实施例：

对于本实施例，首先输入交直流配电系统中线路元件的阻抗值，负荷元件的有功功率、无功功率，网络拓扑连接关系，其结构如图2所示，详细参数见表1和表2；设置三个换流器，其位置分别为13-152、60-160、54-94，换流器容量设置为5MVA，损耗系数设置为0.02；考虑分布式电源的高渗透率接入，在节点3、54、57、61、80处分别接入5组分布式电源，容量均为2MVA；节点电压最小值设置为0.93p.u.，节点电压最大值设置为1.07p.u.。

为分析直流配电技术对系统可靠性的影响，在上述交直流混合配电网的基础上设置一组对比算例。对图2所示的交直流混合配电网进行改造，将原有的直流配电子系统改造为交流配电子系统，去除三个换流器，同时在57-60以及52-53上设置联络开关，其余部分保持不变。改造后的交流配电网结构如图3所示。

为了研究交直流混合配电网的可靠性，将负荷节点设置为单一负荷曲线。其中，蒙特卡洛模拟法的采样数设置为10⁶。蒙特卡洛收敛标准设为可靠性指标的变异系数COV＝0.05，验证本文方法的有效性。蒙特卡洛收敛曲线如图4所示。最后求得的收敛标准COV＝0.045<0.05，证明蒙特卡洛计算过程已收敛，计算结果是有效的。通过各方法得到的交直流混合、纯交流配电网的可靠性评估指标如表3所示。

执行优化计算的计算机硬件环境为Intel(R)Xeon(R)CPU E5-1620，主频为3.70GHz，内存为32GB；软件环境为Windows 10操作系统。

通过所提出的可靠性评估方法，能够有效进行交直流混合配电网的可靠性评估。从结果中可以看出，交直流混合配电网的可靠性指标EENS和SAIDI均比交流配电网的低，故其可靠性要高于交流配电网。由于交直流混合配电网通过直流配电网以及换流站连接在一起，所以在发生故障时，可以方便地进行功率传送，且不需要进行倒闸操作。而对于交流配电网而言，如果发生故障后导致失电，则需要把相应的联络开关闭合才能重新进行供电，在联络开关未动作期间，有些负荷处于失电状态的，从而导致交流配电网的可靠性指标SAIDI比交直流混合配电网的相对较高。

为了进一步分析交直流混合配电网的可靠性指标EENS低于交流配电网的原因，逐个计算系统中所有的N-1故障所对应的失负荷量。此时负荷水平设置11.56MW，风机出力均设置为0.297MW，光伏出力均设置为0.429MW。在各个相同的故障时，交直流混合配电网和交流配电网的失负荷量对比图如图5所示。通过分析所有的N-1故障，得到交直流混合配电网的总失负荷量为24.98MW，交流配电网的总失负荷量为59.14MW。在上图中，横坐标代表各个N-1故障的故障编号，纵坐标为失负荷量。在第15个故障以后，失负荷量都是由于故障而直接导致的失电负荷，从图中后半部分重叠的数据点中可以看出这一部分对于交直流电网以及交流配电网来说失负荷量是一致的。而前15个故障中，失负荷量是由于系统安全性约束被破坏而对系统进行最优切负荷计算从而导致的。这一部分中交流配电网的切负荷量明显高于交直流混合配电网，这是导致交流配电网的可靠性指标EENS比交直流混合配电网高的主要原因。

综上所述，交直流混合配电网的可靠性高于交流配电网的原因主要有两个：1)交直流混合配电网中换流器具有电压支撑能力。当交流母线出口或者某些交流线路故障时，在交流配电网时，可能会出现电压下降过大的情况；而在交直流配电网中，由于换流器的调控作用，改变控制模式以后，就可以有效地缓解这个情况，从而提高了系统的可靠性；2)当靠近电源侧故障时，在交流配电网中通过转供连接到另一个交流配电网，但是此时只有一个备用，可能会出现依然不能提供充足的功率导致系统安全性约束被破坏的情况。而在交直流混合配电网中可以有多个备用，从而提高了系统的可靠性。

表1交直流混合配电网算例负荷接入位置及功率

表2交直流混合配电网算例线路参数

表3可靠性指标对比结果

Claims (5)

1.一种基于非序贯蒙特卡洛法的交直流配电网可靠性评估方法，其特征在于，包括如下步骤：

步骤1：根据选定的交直流混合配电网，输入如下的系统参数：线路参数，负荷水平，网络拓扑连接关系，系统节点电压安全范围和支路电流限制，分布式电源的接入位置和容量，换流器的接入位置、容量及参数，负荷需求、分布式电源出力在各时段的波动系数，以及元件的可靠性参数；根据用户的实际可靠性评估需求，设置最大仿真次数k_max，并将仿真次数初始化为k＝1；

步骤2：依据步骤1提供的交直流混合配电网结构及参数，通过非序贯蒙特卡洛法，对系统中的元件状态进行抽样，同时根据可再生能源以及负荷的出力概率模型，对可再生能源出力以及负荷值进行抽样，最后得到负荷值与可再生能源出力；

步骤3：依据步骤2提供的负荷值与可再生能源出力，判断是否有元件故障，得到元件故障状态，如果有，则进入步骤4，如果没有，返回步骤2；

步骤4：依据步骤3得到的元件故障状态，根据故障调整换流器的控制模式，得到换流器的运行状态；

步骤5：依据步骤4得到的换流器的运行状态，进行交直流混合配电网的潮流计算，判断是否有负荷失电，得到配电网的失负荷情况；

步骤6：依据步骤5得到的配电网的失负荷情况，判断是否出现潮流不收敛的情况，得到系统越限情况，如果有，则进入步骤7，如果没有，则返回步骤2；

步骤7：依据步骤6得到的系统越限情况，结合换流器的控制量，进行最优切负荷计算，得到系统最小切负荷量；

步骤8：依据步骤7得到的系统最小切负荷量，判断仿真次数是否达到了预先的设定值，得到仿真运行情况，如果是，则进入步骤9，如果没有，则返回步骤2；

步骤9：依据步骤8得到的仿真运行情况，计算交直流配电网的可靠性指标R。

2.根据权利要求1所述的一种基于影响增量的交直流配电网可靠性评估方法，其特征在于，所述的步骤2中的可再生能源以及负荷的出力概率模型，可以由建立时序抽样概率模型得到，具体步骤如下：

步骤2-1：根据历史数据，形成分布式电源的年输出功率曲线以及年负荷曲线：

式中，P_wt代表风机的年输出功率曲线；P_v代表光伏的年输出功率曲线；P_d代表年负荷曲线；

步骤2-2：设仿真的总时长为N年，一年8760个小时。则在0-8760*N之间抽取一个随机整数T，作为第i次仿真的时刻值。即第i次仿真的时刻值：

T＝unidrnd(8760*N) (4)

步骤2-3：确定第i次仿真对应的可再生能源出力以及负荷水平：

式中，

和

分别代表第i次仿真时风机和光伏的出力值，

代表第i次仿真时的负荷水平；

步骤2-4：在非序贯蒙特卡洛的每次抽样时，重复步骤2-2和步骤2-3，得到每次仿真时可再生能源的出力以及负荷水平。

3.根据权利要求1所述的一种基于影响增量的交直流配电网可靠性评估方法，其特征在于，所述的步骤4中的根据故障调整换流器的控制模式，可以表现为如下方法：

VSC具有两个可控的运行参数，根据控制参数的不同，可分为多种控制方式，最典型的有三种方式：(1)PQ控制，控制量为VSC交流侧的有功和无功功率；(2)U_dcQ控制，控制量为VSC直流侧的电压幅值以及VSC交流侧的无功功率；(3)U_acθ控制，控制量为VSC交流侧的电压幅值和相角；当VSC的控制模式为U_dcQ控制时，可以给相连的直流配电网提供电源支撑；当其控制模式为U_acθ控制时，可以给相连的交流配电网提供电源支撑；

正常运行时，交流配电网由上级电源充当平衡节点，而直流配电网中则至少需要有一个U_dcQ控制的换流器来提供电压支撑。发生故障后，当交流配电网由于故障失去平衡节点时，与之相连的换流器的控制模式应设为U_acθ控制；当直流配电网由于故障失去平衡节点时，与之相连的换流器的控制模式应设为U_dcQ控制；其余换流器的控制模式均设为PQ控制即可。

4.根据权利要求1所述的一种基于影响增量的交直流配电网可靠性评估方法，其特征在于，步骤7所述的最优切负荷计算方法，可以表示为如下形式：

P_i/Q_i＝P_shed，i/Q_shed，i (15)

P_VSC，DC＝-(P_VSC，AC+α|P_VSC，AC|) (17)

式中，P_shed，j为节点j切除负荷的有功功率，N_L为配电网负荷节点的总数；式中，Ω_AC为所有交流线路的集合，r_ji和x_ji为支路ji的电阻和电抗，P_ji和Q_ji分别表示流经支路ji的有功和无功功率，I_ji表示流经支路ji的电流，P_i和Q_i分别表示注入节点i的有功功率和无功功率，P_shed，i和Q_shed，i分别代表节点i处切除的有功负荷和无功负荷，U_i表示节点i处的电压；

和

分别为节点i处分布式电源的发电功率和负荷消耗的有功功率，

和

分别为节点i处分布式电源注入的无功功率和负荷消耗的无功功率，P_VSC和Q_VSC分别代表流过换流器的有功及无功功率，S_VSC代表换流器的最大允许容量，P_VSC，AC和P_VSC，DC分别为换流器交流侧和直流侧的有功功率，α为换流器的损耗系数，U^min和U^max分别为系统允许节点电压值最小值和最大值，I^max为支路允许流过的电流最大值。

5.根据权利要求1所述的一种基于影响增量的交直流配电网可靠性评估方法，其特征在于，步骤9所述的交直流配电网的可靠性指标计算方法，可以表示为如下形式：

式中，EENS表示一年的停电功率的期望值，N表示计算分析中采用的抽样次数，F_EENS(X_i)表示为系统状态X_i的被迫切除的负荷总量，λ_i表示负荷点i的平均故障率，N_i表示负荷点i处的用户总数，k_i表示负荷点i的年平均停电时间。

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