基于多层次协同分析的高中压配电网可靠性评估

葛少云　季时宇　刘　洪　韩　俊　李　琥

(1.智能电网教育部重点实验室(天津大学)　天津　300072 2.国网江苏省电力公司经济技术研究院　南京　210008)



基于多层次协同分析的高中压配电网可靠性评估

葛少云1季时宇1刘洪1韩俊2李琥2

(1.智能电网教育部重点实验室(天津大学)天津300072 2.国网江苏省电力公司经济技术研究院南京210008)

针对现有配电网可靠性评估方法主要对不同电压等级配电网进行独立评估的问题，基于配电网多层次间故障协同处理过程，提出一种高中压配电网可靠性协同评估方法。首先，通过分析高中压配电网的结构与特点，划分适用于可靠性协同评估的高中压配电网三层次结构；并根据层次间的协调配合关系，建立高中压配电网可靠性协同评估模型。然后，针对高压配电网的典型接线模式以及中压配电网多联络结构，提出高中压配电网故障影响协同分析方法，分别构建高压配电网递进式故障影响分析模型以及中压配电网多联络故障恢复模型。最后，结合可靠性评估解析法，提出基于多层次协同分析的高中压配电网可靠性评估方法。通过算例分析验证了该方法的有效性。

配电网可靠性协同评估负荷削减多联络

0　引言

配电网作为电力系统的末端直接与用户相连，包括不同电压等级的配电线路、变电站等电气设施。配电网各环节对用户的供电质量及供电可靠性均有着重要影响，如何全面准确地评估配电网可靠性对于电网规划运行等诸多环节具有十分重要的意义。

现有配电网可靠性评估方法主要按照不同电压等级对高压配电网[1，2]、变电站主接线[3-5]、中压配电网[6-13]各环节的可靠性进行独立评估。进行单一环节可靠性评估时，通常采用将上级网络可靠性水平等效作为下级网络可靠性评估中电源参数的方法。这种综合考虑上级所有故障影响的等效方法忽视了具体故障情况下不同电压等级各环节间的相互影响与配合，计算所得可靠性指标无法全面精确地反映配电网整体的可靠性水平，故需要对多电压等级的配电网可靠性评估模型进行深入研究。

文献[14-17]针对多电压等级电网可靠性评估方法进行了研究。其中在文献[14，15]中，Roy Billinton等首次提出电力系统全电压等级可靠性评估方法，但该评估过程采用将发输电系统可靠性评估结果作为配电网可靠性评估中电源参数的方法，所研究的配电网也主要针对10 kV网络结构，并未对配电网所含不同环节的可靠性评估过程进行细致分析。文献[16]则针对配电网中不同环节对用户可靠性的影响进行多电压等级配电网可靠性评估，但该文仍采用上级电源等效方法，并利用串并联系统可靠性计算公式求取可靠性指标，未结合网络结构明确提出各环节故障影响分析过程，可靠性指标计算结果仍然具有局限性。文献[17]提出了包括发电、输电以及配电网在内的全电压等级可靠性评估方法，建立了变电站主接线等效模型，结合扩展最小割集法提出基于变电站主接线等效模型的可靠性评估算法。但是由于该方法采用变电站等效模型，无法准确反映变电站内部结构对上级网络故障的具体响应情况。

针对已有成果无法精准评估多电压等级配电网可靠性的情况，本文通过分析高中压配电网的结构与特点，划分适用于可靠性协同评估的高中压配电网三层次结构，并建立基于各层次协调配合关系的高中压配电网可靠性协同评估模型；同时针对高压配电网典型接线模式以及中压配电网多联络结构，分别建立高压配电网递进式故障影响分析模型以及中压配电网多联络故障恢复模型，提出高中压配电网故障影响协同分析方法；采用配电网区域网络图简化可靠性评估模型复杂度，提出基于多层次协同分析的高中压配电网可靠性评估方法。

1　高中压配电网可靠性多层次协同评估模型

1.1高中压配电网可靠性协同评估层次分析

本文研究的高中压配电网是指从110 kV高压配电线路出线端至10 kV中压配电线路间的网络结构，包括110 kV高压配电线路、110 kV变电站以及10 kV中压配电网。

故障发生时，配电网各环节按照配电网潮流流向既存在协调配合，同时在网络结构和运行控制上又各具特点。为实现高中压配电网可靠性精细化评估，同时考虑网络结构的复杂性，本文将高中压配电网分解为三个层次，并基于故障发生后层次间的协同处理过程进行可靠性分析。

由于高压配电线路的故障隔离及运行方式切换均通过变电站内开关元件动作实现，故以110 kV高压配电线路出线端至110 kV变电站主变压器一次侧保护开关末端之间的网络结构为第一层次，包括高压配电线路及变电站高压侧主接线。本文研究的110 kV高压配电线路采用典型接线模式，主要包括直供接线、T型接线以及链式接线[1]。110 kV变电站高压侧主接线可采用有汇流母线或无汇流母线等形式，其中有汇流母线主接线包括单母分段以及桥型接线，无汇流母线主接线为线变组接线[5]。

第二层次包括110 kV变电站主变压器至变电站低压侧10 kV负荷出线端之间所有网络元器件，故障处理过程主要受变电站低压侧主接线形式影响。110 kV变电站低压侧主接线采用单母分段接线，含有3个主变压器的变电站则采用单母四分段接线[5]。

为提高系统的可靠性与稳定性，110 kV变电站高低压侧母联及桥联开关均设有备用电源自动投入装置[15]，高压侧备自投可对高压配电线路故障做出响应；低压侧备自投可实现主变压器故障以及高压侧主接线为线变组形式下高压线路故障的保护响应。

第三层次为10 kV中压配电网。中压配电网采用闭环设计开关运行方式，通过开关进行分段，可在馈线中间或末端设置多个联络开关。本文所述可靠性评估方法计及多分段多联络结构的影响。

1.2高中压配电网可靠性协同评估模型

上述网络结构中某元器件发生故障时，故障元器件所在层次为故障层，其余层次为非故障层。由于上游开关动作可将故障层与上级非故障层隔离，故其上游结构不受影响，而其下游非故障层因为故障造成的供电路径中断，需对该故障的影响作出响应。

故障发生后，故障层与下游非故障层的响应过程包括层次内部处理和层次间数据传递。故障层次内部处理环节主要包括故障影响区域划分、故障恢复以及数据计算与传递。非故障层次内部处理环节包括故障处理响应、故障影响数据的计算与输出。

1.2.1高中压配电网区域网络图

配电网发生故障时，故障元器件的隔离与非故障区域的供电恢复均通过网络中开关元件状态切换完成，以开关装置为边界可对网络进行隔离区划分，内部不含开关装置的隔离区域为最小隔离区[9]，同一最小隔离区内各元器件故障对其他负荷点影响相同，区域内用户可靠性水平相同。

以最小隔离区及联络区域为节点、区域间的开关为边，配电网可被抽象为区域网络图[9]，中压配电网区域划分方法较为常见，图1以直供接线为例分别展现高压配电网最小隔离区划分方法及区域网络图结构。

图1　高压配电网区域网络Fig.1　Zone-network diagram of high voltage distribution networks

由图1可见，区域网络图可简化高中压配电网的故障影响分析过程，实现高中压配电网拓扑的快速分析。

1.2.2高压配电线路层故障的协同处理过程

故障层不同，基于层次间故障协同处理的故障影响分析过程将有所区别。以高压配电线路层故障为例，详细说明故障后层次间故障协同处理过程。

变电站层向中压配电网层传递数据包括10 kV馈线k在元器件j故障下的X(k)、所属故障影响区域类型标示ekj、停电时间tkj以及元器件j的参数λj。

处于网络末端的中压配电网作为非故障层次，根据接收到的馈线k的X(k)判断是否调用多联络故障恢复模型对馈线k进行转供。若馈线k在该故障下未被削减，可将ekj、tkj以及λj直接记录至各中压负荷点。

中压配电网层输出结果包括负荷点p在元器件j故障下的停电频率即元器件j的λj、停电时间tpj。

1.2.3变电站层故障的协同处理过程

故障层为变电站层时，首先采用与高压配电线路层相同的故障影响区域划分方法分析变电站层内部各主变压器所受故障影响；然后对上游恢复区进行供电恢复，并对下游待转供区域进行递进式故障处理；确定各10 kV馈线出口所受影响后，将X(k)、ekj、tkj及λj等数据输出给中压配电网，由中压配电网层对数据进行与1.2.2节相同的分析与处理。

1.2.4中压配电网层故障的协同处理过程

若中压配电网发生故障，仅在该层次内进行故障处理。主要进行故障影响区域划分并对下游失电负荷进行转供，对于多分段多联络的中压配电网结构，需要采用多联络故障恢复模型进行转供。

基于上述高中压配电网故障协同处理过程，可得到中压负荷点的故障影响，进而可计算得到中压负荷点及系统可靠性指标。

2　高中压配电网故障影响协同分析方法

配电网各层次发生故障时，故障区域上游的负荷可通过主电源恢复供电，下游负荷则通过备用电源恢复供电。本文分别建立适用于高压配电线路层和变电站层的高压配电网递进式故障影响分析模型以及中压配电线路层多联络故障恢复模型，以实现故障影响的协同分析。

2.1高压配电网递进式故障影响分析模型

2.1.1基于变电站保护策略的负荷转供

高压配电线路或变电站发生故障时，保护配置首先启动，实现高压配电网第一阶段负荷转移。本文计及备自投保护对高压配电网负荷转供的影响。

110 kV变电站高压侧主要采用单母分段或桥型接线等形式，母联开关及桥联开关设置备自投保护，可实现由高压配电线路故障造成的失电母线的供电恢复。对于110 kV变电站高压侧采用线变组接线形式，高压侧无母联开关或桥联开关，即无法设置备自投装置，此时若高压配电线路发生故障，则需通过低压侧母联开关备自投装置动作，实现负荷恢复供电。变电站内主变压器发生故障时，同样通过低压侧母联开关的备自投保护实现失电负荷的供电恢复。

2.1.2基于馈线选切的负荷削减策略

变电站内备自投装置动作转移失电负荷后，系统运行方式改变，需对系统进行网络约束校验。若高压配电线路或主变压器发生过载，为避免系统状态恶化，则对过载层次进行负荷削减。

某高压配电线路过载时，过载线路下游挂接主变压器均参与负荷削减过程，各主变压器负荷削减量为

(1)

将各主变压器负荷削减量传递给变电站层，由变电站层基于馈线排队选切法[18]的负荷削减策略求取具体被削减10 kV馈线。将馈线按照负荷重要程度、是否含有联络以及负荷量大小进行排列。

10 kV馈线重要程度为

(2)

式中，Ψk为馈线k的重要程度；ψk为馈线k所接NL1个负荷点的重要性，取值原则按照Ⅰ级负荷、Ⅱ级负荷和Ⅲ级负荷分别取“4”、“2”、“1”进行处理。

馈线排队完成后，按照优先削减重要程度低、具有联络且所带负荷量少的线路，从队尾进行相应10 kV馈线削减，以实现保证重要程度高、无联络线路优先供电情况下供应的负荷总量最大，即负荷削减的目标函数为优先供应重要馈线和无联络馈线情况下被削减的馈线负荷总量最小。

(3)

式中，X(k)为第k条馈线的削减状态，X(k)=0代表馈线k被削减，X(k)=1代表馈线k被保留，X(k)在转供期间[tst，tend]内保持不变；nl为所有参与负荷削减的10 kV馈线总条数；Lk为第k条10 kV馈线的负荷总量，MW。

(4)

通过变电站层削减掉的10 kV馈线则通过中压配电网多联络结构进行转供。

2.2中压配电网多联络故障恢复模型

配电网发生故障后，在迅速识别并隔离故障的基础上，需及时采取最优策略恢复停电区域的供电。故障恢复策略的制定和实现程度取决于配电网自动化水平的高低。

传统配电网故障恢复受开关操作寿命及自动化水平影响，主要以尽快恢复负荷供电为原则，即在配电网设备自动化较低、管理系统智能化不足时，需制定实用的故障恢复策略，便于调度人员完成故障恢复工作。为实现快速恢复故障下游待转供区供电，同时考虑开关的操作寿命，需以最少的开关操作次数为目标，即对于配电网多联络结构，尽量通过其中一个联络开关恢复供电，以达到又快又好的恢复效果。

假设负荷总量为Pload的故障下游待转供区内联络路径总数为NC，PC(j)为联络路径j的联络容量，则将NC条联络按照PC由大到小进行排序。选取PC最大的联络以最小隔离区为单位进行负荷转供，尽可能多地将停电区域的负荷转供到该条联络线。若PC≤Pload，则由PC次大的联络线路继续进行转供，直至待转供区域全部恢复供电或无可行联络路径为止。

随着配电网的自动化水平逐渐提高，故障恢复策略应寻找出能使失电负荷尽可能小且网络运行状态尽可能最优的开关调整方案，从而避免因故障导致更多未发生故障的区域停电。本文针对配电自动化水平较高的情况提出多联络故障恢复方法。

2.2.1高配电自动化水平下多联络故障恢复目标函数

由1.2.1节可知，中压配电网故障下游待转供区内负荷需以最小隔离区为基本单元进行转供，定义包含联络及最小隔离区的范围为故障恢复区。当配电系统自动化水平较高时，可充分利用配电网多联络结构，在满足网络约束的条件下，制定出失负荷最小且网络运行状态尽量最优的恢复策略。为了降低配电网网损，保证供电的安全性和经济性，故障恢复后应尽量保证各故障恢复区内负荷均衡分配。目标函数为

(5)

式中，Ei(y)为当前y恢复方案下故障恢复区i的负荷均衡系数[20-25]；m为故障恢复区总数量。

Ei(y)的计算方法为

(6)

同时，故障恢复需要最大限度地转带重要负荷，使失电的重要负荷量最小，目标函数为

(7)

式中，PL(u)为故障下游待转供区内第u个重要负荷最小隔离区的负荷量，MW；X(u)为u的转带状态，X(u)=0代表u无法被转带，X(u)=1代表u可以被转带；NI为故障下游待转供区内重要负荷最小隔离区数量。

在恢复尽量多的重要负荷的前提下，应使恢复的负荷量最大，其目标函数为

(8)

式中，PL(v)为下游待转供区内第v个重要负荷最小隔离区的负荷量，MW；X(v)为v的转带状态。

2.2.2多联络故障恢复约束条件

多联络转供需要满足的约束条件如式(9)～式(11)所示。式(9)为联络容量总量约束，即被转供负荷总量不能超过所有联络路径总容量。式(10)为联络路径容量约束。式(11)为馈线网络呈辐射状约束。

(9)

(10)

式中，NjL为由联络路径j进行转供的最小隔离区总数。

G∈Gr

(11)

式中，G为算法形成的拓扑；Gr为该馈线所有辐射状拓扑的集合。

针对多联络故障恢复问题的多个恢复目标，本文分两步进行求解：首先基于负荷均衡原则在故障下游待转供区内划分虚拟范围，即将含有NC个联络路径的下游待转供区划分为NC个只含一个联络的故障恢复区，认为各联络在各自恢复区范围内进行转供；然后在各故障恢复区内针对式(7)和式(8)采用贪心算法[21]进行最优单联络恢复树的生成。

2.2.3基于负荷均衡的单联络故障恢复区划分

故障下游待转供区及联络路径可被抽象为树状区域网络图，联络容量最大者为树状图的根节点。以图2中馈线F1为例，当母线故障时，出口断路器断开隔离故障，F1需通过中压配电网联络线路进行转供。F1包含最小隔离区S1～S9。

图2　中压配电网网络结构Fig.2　Schematic diagram of medium voltage distribution networks

以联络区域C3为根，可得到F1故障下游待转供区根树模型如图3所示。

图3　根树模型Fig.3　Schematic diagram of rooted tree

树中各边即最小隔离区入口开关将根树分为上下游两部分，可计算每部分的期望负荷率为

(12)

(13)

式中，PU%为某一开关上游故障恢复区的期望负荷率；PL(i)为上游故障恢复区所含最小隔离区i的负荷量，MW；NUL为上游故障恢复区所含最小隔离区总数量；PC(j)为上游故障恢复区所含联络路径j的联络容量，MW；NUC为上游故障恢复区所含联络路径总数量；NDL为下游故障恢复区所含最小隔离区总数量；NDC为下游故障恢复区所含联络路径总数量。

选择根树上下游故障恢复区期望负荷率最接近的开关边对根树进行分割，如从图4中将S4与S5间开关处进行分割，可得到两个故障恢复区。将所得故障恢复区继续抽象为根树，根据分割原则重复分割，直至所有恢复区内有且只有一个联络路径为止。

图4　根树分割方法Fig.4　Division method of rooted tree

2.2.4最优联络树生成

若2.2.3节生成的单联络故障恢复区内所含联络路径的容量不满足恢复区内全部负荷供电，则需对该联络具体转供范围进行最优联络树生成。本文采用贪心算法[26-28]求解最优联络树。

最优联络树的生成以式(7)和式(8)为目标，贪心原则为：在满足式(10)的情况下，使转带负荷的负荷重要程度最高，同时在恢复最多的重要负荷前提下，尽量恢复多的故障恢复区负荷。具体策略为：以根节点为最优联络树起点，搜索当前最优联络树的邻接节点集合W，确定集合内各节点wk所代表的最小隔离区负荷重要程度Ψk及负荷总量Lk，最小转供区负荷重要程度Ψk由式(2)类似方法计算；在满足式(10)的情况下选择W内Ψk最高的节点k加入联络树，多个节点Ψk相同时，取Lk大者加入联络树，令X(k)=1并更新W，继续联络树生成，直至完成所有节点判断或不满足式(10)为止。

3　高中压配电网可靠性协同评估流程

高中压配电网可靠性协同评估流程如下：

1)输入网络结构等基本信息。

2)选定某一元器件故障，该元器件所在层次为故障层；采用故障层协同影响分析方法计算故障层各负荷点数据。

3)判断中压配电网各负荷点故障影响结果是否已确定，是则进入步骤5，否则进入步骤4。

4)将故障层各负荷点数据向下层传递，下游非故障层采用协同影响分析方法计算本层次各负荷点影响结果，并返回步骤3。

5)判断是否完成网络元器件故障枚举，是则进入步骤6，否则返回步骤2。

6)统计中压配电网各负荷点可靠性指标及系统可靠性指标。

4　算例分析

以某城市配电网为例进行算例分析，高中压配电网整体结构如图5所示。

图5　算例系统Fig.5　Schematic diagram of study case

算例中，包含电源220 kV变电站两座；110 kV高压配电线路8条，采用完全双链式接线，线路型号为LGJ-185，热稳定极限电流为530 A，热稳定极限传输功率为100 MV·A，高压线路长度为40 km；110 kV变电站3座，高低压侧主接线均采用单母分段形式，主变压器额定容量为50 MV·A；10 kV馈线48条(图5以其中11条为示意)，各馈线负载情况见表1。线路型号为JKLYJ-240，热稳定极限电流为500 A，热稳定极限传输功率为8.66 MV·A。此外，算例系统中还含有母线16条，断路器42台。以变电站甲中4条10 kV馈线(F1、F2、F9、F10)为中压配电网考察对象计算负荷点可靠性指标，馈线结构如图6所示。

表1　10 kV馈线负载率Tab.1　Load rate of per 10 kV distribution line

图6　算例系统中压配电网网络结构Fig.6　Medium voltage distribution network of study case

馈线F1为多分段多联络结构，馈线F2为单辐射线路，馈线F9、F10为单联络线路，共有馈线段64条、配电网变压器38台、隔离开关17个、负荷点40个(LP1～LP40)，每个负荷点的用户数为1户。在参考文献[15-17，19]基础上设置算例中元器件故障参数见表2，各负荷点峰值见表3，中压馈线段长度及负荷类型见文献[15]。高压配电网元器件故障隔离与转带时间取0.1 h，中压配电网故障隔离与转带时间取恒定值1 h。

表2　元器件故障参数Tab.2　Study case fault parameters

表3　负荷点峰值Tab.3　Load peak per load point

4.1高中压配电网可靠性评估结果

采用前文所述的基于多层次协同分析的高中压配电网可靠性评估方法对算例系统可靠性指标进行计算，得到各馈线可靠性指标及系统可靠性指标见表4和表5。

计算结果显示，系统年平均停电频率为1.214次/(户·年)，系统年平均停电持续时间为2.16 h/(户·年)，系统平均供电可用度为99.975%，系统总电量不足为50.966 MW·h。由于馈线F1元器件众多，结构复杂，其可靠性水平明显低于其他馈线。

表4　各馈线可靠性评估结果Tab.4　Feeder reliability assessment results

表5　算例系统可靠性评估结果Tab.5　System reliability assessment results

4.2高压配电网故障影响

计算配电网各环节单独故障时对系统可靠性的影响，可得到不同电压等级配电网故障对系统可靠性指标的影响比例见表6。

表6　故障影响比例Tab.6　Fault proportion of different voltage levels

由表6可以看出，包含高压配电线路及110 kV变电站在内的高压配电网故障对各系统可靠性指标影响明显，所占比例均达到10%以上。可见，虽然高压配电网中元器件故障率相对较低，但元器件的故障修复时间较长，其故障同样对负荷点造成较大的停电影响，因此仅计算中压配电网故障影响不能全面反映配电网整体的可靠性水平。

4.3上级电源等效的影响

采用等效上级电源的方法[17]，对高压配电线路以及变电站两个环节故障影响均进行等效计算，可计算得到系统可靠性评估结果见表7及表8。

由表7及表8可以看出，采用上级电源等效的方法计算得到系统可靠性指标与采用基于多层次协同分析的高中压配电网可靠性评估方法计算所得结果具有

表7　等效电源条件下各馈线可靠性评估结果Tab.7　Feeder reliability assessment results of power equivalent study case

表8　等效电源条件下算例系统可靠性评估结果Tab.8　System reliability assessment results of power equivalent study case

明显差异，采用上级电源等效方法得到系统可靠性水平较低。主要原因是采用上级电源等效方法计算系统可靠性时，将所有上级所有故障影响结果等效为一个故障率为λ等效及故障修复时间r等效的元器件，未考虑某一元器件故障处理过程中下游结构对上游故障的配合与响应，没有该故障造成负荷削减量的传递。可见，基于上级电源等效的故障影响分析过程无法反映配电网故障处理的实际情况，可靠性评估结果不能精确体现系统可靠性水平。

5　结论

本文提出了一种基于多层次协同分析的高中压配电网可靠性评估方法，该方法具有以下特点：

1)计及配电网不同环节对负荷点可靠性的影响，基于配电网各环节间故障协同处理过程进行配电网可靠性评估，评估结果可更加准确全面地反映配电网可靠性水平。

2)针对中压配电网多联络结构建立高配电自动化水平下的中压配电网多联络故障恢复模型。模型求解过程及准确程度适用于对配电网可靠性进行快速分析。

3)考虑高压配电网的典型接线模式构成及运行特点，建立了高压配电网递进式故障影响分析模型，结合中压配电网多联络故障恢复模型，提出高中压配电网故障影响协同分析方法，故障影响分析过程符合配电网运行实际，具有实用性。

通过实例分析，展现了基于多层次协同分析的高中压配电网可靠性评估方法的评估效果，该方法可为电力部门相关工作人员提供更为精准的多电压等级配电网可靠性评估结果。

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Reliability Assessment of High-Medium Voltage Level Distribution Networks Based on Cooperative Analysis of Multi-Level Networks

Ge Shaoyun1Ji Shiyu1Liu Hong1Han Jun2Li Hu2

(1.Key Laboratory of Smart Grid of Ministry of EducationTianjin UniversityTianjin300072China 2.State Grid Jiangsu Economic Research InstituteNanjing210008China)

Existing distribution system reliability assessment methods analyze the reliability of different voltage levels independently.Based on the coordination of multi-level network in dealing with failure，a cooperative assessment method to calculate the high-medium voltage distribution system reliability is presented.First of all，a three-level model of the distribution network applied in cooperative assessment is carried out through analyzing the structure and operating characteristics of the multi-level network.And the cooperative assessment model which can be used to evaluate the reliability of the multi-level network is constructed based on coordination between different levels.Secondly，according to the typical connection modes in the high voltage distribution system and the multi-linked structure in the medium voltage distribution network，a cooperative assessment method of high-medium voltage level distribution network failure effect，comprising the progressive failure effect analysis model for the high voltage distribution network and the fault restoration model for the multi-linked network，is constructed.Finally，combined with the analytical method，the process of reliability assessment based on cooperative analysis of multi-level network is proposed.Results of study case verify the effectiveness of the proposed method.

Distribution network reliability，cooperative assessment，load shedding，multi-linked

国家自然科学基金项目(51477116)和江苏省电力公司科技项目(J2015040)资助。

2015-06-15改稿日期2015-08-31

TM715

葛少云男，1964年生，教授，博士生导师，研究方向为城市电网规划、电力系统可靠性评估等。

E-mail：syge@tju.edu.cn(通信作者)

季时宇女，1990年生，硕士研究生，研究方向为城市电网可靠性评估等。

E-mail：jishiyu-0715@163.com