劉艷茹，劉洪，谷毅，韓柳，滑雪嬌

(1.國網經濟技術研究院有限公司，北京市 102209; 2智能電網教育部重點實驗室(天津大學)，天津市 300072；3.國家電網有限公司，北京市 100031)

0 引 言

供電可靠性是衡量電網持續(xù)供電水平的重要指標[1]。中低壓配電網接近末端用戶，對可靠性的影響最為直接。長期以來我國供電可靠性的統(tǒng)計口徑均為中壓計量點[2-4]，而發(fā)達國家和地區(qū)均以自然戶來觀測可靠性[5-6]。為準確反映用戶的真實停電情況，對標國際先進可靠性評估體系，2018年9月國家能源局發(fā)布《關于開展低壓用戶供電可靠性管理工作的通知》，開展面向低壓自然戶的供電可靠性管理研究和實踐。然而，針對配電網建設改造方案的供電可靠性評估還主要面向中壓配電網開展，與我國現(xiàn)行供電可靠性統(tǒng)計口徑不一致，難以細致估算各類提升措施(尤其是低壓環(huán)節(jié))對供電可靠性的精確影響。因此，亟待研究中低壓可靠性協(xié)同評估方法，重視低壓配電網可靠性管理工作，推動我國電力供應的高質量發(fā)展。

在中低壓配電網可靠性研究方面，現(xiàn)有工作主要集中于將供電可靠性統(tǒng)計延伸至低壓用戶的可行性方法探索，除了常用的概率統(tǒng)計方法[7]和故障模擬方法[8]，文獻[9]利用智能終端的采集、監(jiān)控、上報功能，提出了基于智能電表的低壓供電可靠性系統(tǒng)建設方案。文獻[10]根據(jù)用戶用電特性與需求建立了評價指標體系，所提中低壓對比指標可反映中低壓用戶之間線路的可靠性水平差異，突出低壓配電網影響用電可靠性的原因。以上文獻拓展了可靠性統(tǒng)計技術與范圍，補充了中低壓配電網可靠性協(xié)同評估指標，但鮮有文獻兼顧中低壓配電網可靠性評估方法進行分析。

此外，隨著配電自動化水平的提高，裝設在開關上的終端設備可實現(xiàn)故障的快速處理。終端可進一步分為保護設備和自動化設備，供電可靠性評估需要考慮不同終端接入對配電網的影響。文獻[11]分析了“二遙”終端和“三遙”終端對故障停電時間的影響，建立了計及故障段內定位時間的復雜配電系統(tǒng)分區(qū)可靠性計算模型。文獻[12]利用元件故障率曲線，考慮整個設備使用周期，計算在不同自動化設備配置方案下的配電網可靠性指標。文獻[13]提出了一種含分布式風光蓄的配電系統(tǒng)可靠性評估方法，其中開關元件分為斷路器和隔離開關，斷路器配置了保護裝置，隔離開關未配置終端。文獻[14]建立了配電網可靠性提升措施與可靠性指標之間的關聯(lián)關系，但在故障分析時并未說明斷路器和隔離開關在故障發(fā)生時的動作模式。相關文獻雖加入了對終端的考慮，但終端類型單一，無法體現(xiàn)保護設備與自動化設備在故障處理上的時間互補優(yōu)勢。

基于上述分析，本文提出考慮多種終端配置的中低壓配電網供電可靠性協(xié)同評估方法。首先，針對傳統(tǒng)先評估中壓配電網再評估低壓配電網的分層可靠性評估方法無法反映中壓配電網薄弱環(huán)節(jié)對低壓用戶可靠性影響的問題，建立協(xié)同評估框架，并提出考慮不同統(tǒng)計對象的供電可靠性指標；其次，分析感知終端對供電可靠性的影響邊界，并針對終端配置對中壓配電網可靠性影響較大的問題，提出終端配置后的中壓配電網故障分區(qū)分析邏輯；再次，基于評估框架與故障分析邏輯，發(fā)展考慮多種終端配置的配電網可靠性評估序貫蒙特卡洛模擬方法，并介紹本文所提出的中低壓配電網供電可靠性協(xié)同評估流程；最后，結合算例驗證本文方法的實用性和有效性。

1 中低壓配電網供電可靠性協(xié)同評估框架

針對本文所提可靠性協(xié)同評估方法，下面將從評估對象與指標以及評估框架介紹相關基礎內容。

1.1 評估對象與指標

中低壓配電網可靠性統(tǒng)計范圍的下邊界不同對應的計量點也不同。中壓計量點對應每一臺變壓器，變壓器不區(qū)分專用與公用；低壓計量點包括每一臺公用變壓器下的所有表計用戶；中低壓協(xié)同評估的計量點為自然戶，即所有專用變壓器和低壓表計用戶。

不同的統(tǒng)計對象會使供電可靠性指標產生差異。用戶平均停電時間與供電可靠性指標存在邏輯關系，因此，本文以用戶平均停電時間作為可靠性指標計算和比較的基礎。計算公式如下：

(1)

式中：i代表不同的統(tǒng)計對象，i=1對應中壓用戶，i=2對應低壓用戶，i=3對應自然戶；tn,i代表該配電網在第i種統(tǒng)計口徑下第n個用戶的停電時間；Ni代表該配電網在第i種統(tǒng)計口徑下的用戶總數(shù)；Ti代表第i種統(tǒng)計口徑下的統(tǒng)計時長。

1.2 評估框架

本文將中低壓配電系統(tǒng)分為中壓配電網層和低壓配電網層[15-16]。故障發(fā)生后，響應過程包括層次內部處理和層次間數(shù)據(jù)傳遞。當故障發(fā)生在低壓配電網層時，上游開關動作可以將其與上級非故障層隔離，即中壓配電網層不受影響，因此低壓配電網層只有故障層次內部處理。下面詳細說明故障后層次間的故障協(xié)同處理過程。

中壓配電網層：首先分析其中各元件故障對負荷點造成的影響，代入故障元件的可靠性參數(shù)，進行定量計算，并對結果進行統(tǒng)計，得到各負荷點可靠性指標，此處的各個負荷點即為中壓配電網中的每一臺配電變壓器。中壓配電網層輸出結果包括：負荷點j的故障頻率λj和停電時間tj。

低壓配電網層：將負荷點的可靠性指標作為輸入參數(shù)之一，分析其中各個元件故障對用戶造成的供電影響，計算出每一臺配電變壓器下用戶的供電可靠性指標，對結果進行統(tǒng)計和加權平均，進而獲得中低壓配電網的戶均供電可靠性指標。

中低壓配電網可靠性協(xié)同評估框架如圖1所示。

圖1 中低壓配電網可靠性協(xié)同評估框架Fig.1 Collaborative reliability evaluation framework for medium and low voltage distribution networks

本節(jié)所述中低壓可靠性協(xié)同評估方法計算得到的戶均可靠性指標能夠充分考慮每一個10 kV低壓配電變壓器對臺區(qū)的影響，計算得到的戶均可靠性指標更能反映實際的系統(tǒng)可靠性情況，更具有實際價值。

2 多種終端配置下的中低壓配電網故障分析

2.1 感知終端對供電可靠性的影響邊界

配電自動化水平的高低在一定程度上影響配電網的供電可靠性。各種終端設備是配電自動化的重要組成部分，可實現(xiàn)配電網的運行安排與優(yōu)化、維修與故障處理、用戶管理與控制等。低壓配電網終端設備主要有臺區(qū)智能終端和智能電表[17]，在低壓線路關鍵節(jié)點配置終端，可實現(xiàn)線路的故障監(jiān)測、故障信息自動上送。根據(jù)電表的不同狀態(tài)可以判斷安裝點處是否位于故障區(qū)域內，從而獲得故障定位的有用信息。低壓配電網中終端的安裝和通信，節(jié)省了故障后的人工巡視時間，縮短了用戶停電時間，提高了低壓臺區(qū)的供電可靠性。

中壓配電網終端可分為饋線遠方終端、變壓器遠方終端和繼電保護裝置三部分。自動化終端模塊是遠方終端的重要組成部分，主要包括“二遙”終端模塊和“三遙”終端模塊，各類終端對可靠性的影響邊界可從以下3個方面展開分析。

1)故障定位隔離。

自動化終端對故障定位的影響主要在于其可以通過遙信和遙測快速確定故障區(qū)域，并利用遙控隔離故障?！岸b”和“三遙”配電終端均可完成故障的快速定位，降低故障區(qū)域定位所需要的時間，縮小故障區(qū)域范圍。而未配備配電自動化系統(tǒng)的配電網只能通過人工確定故障區(qū)域，耗費人力資本和時間，降低了供電可靠性。從故障隔離的角度來說，自動化終端與繼電保護裝置配合的故障處理方式能夠進一步縮小故障隔離時間。主干線路或分支線路出現(xiàn)短路故障時，由配置的級差保護裝置動作切除故障，使得故障電力設備快速脫離配電網，之后通過就地控制型饋線自動化終端或配電自動化主站控制，及時準確找到故障點所在區(qū)域，實現(xiàn)故障區(qū)段的隔離，從而有效確保電力設備的安全性以及用戶供電的可靠性。

2)負荷轉供。

自動化主站通過采集和處理終端上傳的信息進行故障預判和負荷預測，制定出相應的故障處理方案。如果負荷轉供只需操作聯(lián)絡開關即可實現(xiàn)負荷轉移，則可以將故障處理方案下載到自動化終端中，根據(jù)預先得到的故障處理方案操作開關；如果負荷轉供需要操作多處開關，則由主站統(tǒng)一執(zhí)行。此外，電網正常運行時，自動化終端可以實時交換潮流信息，故障發(fā)生后，聯(lián)絡開關上的終端可以通過判斷故障區(qū)域內的功率情況確定是否轉移負荷，從而大大減少用戶停電時間。

3)通信時間。

終端通信方式主要包括光纖專網、配電線載波、無線專網和無線公網。其中，具備遙信功能的配電自動化區(qū)域應優(yōu)先采用專網通信方式；依賴通信實現(xiàn)故障自動隔離的饋線自動化區(qū)域宜采用光纖專網通信方式。不同的通信方式在信息傳輸速度上有所不同，信息傳輸耗時在毫秒級或秒級。因此，與未配置終端的傳統(tǒng)配電網相比，依托于各類通信方式，配電自動化能實現(xiàn)故障信息的快速上報、遠程開關操作等，大幅減少人工故障處理時間，縮短用戶停電時間，提升用戶的供電可靠性水平。

通過上述終端對中低壓配電網可靠性影響的分析可以明確，終端的配置對中壓配電網可靠性評估影響更大。針對多種終端對中壓可靠性影響的問題，本文提出考慮多種終端配置下的饋線分區(qū)方法，以此為基礎進行中壓配電網可靠性評估，將在下一節(jié)詳述。

2.2 考慮不同類型終端設備配置的饋線分區(qū)

本節(jié)采用故障模式影響分析法(failure mode and effects analysis，F(xiàn)MEA)對含多種終端的配電系統(tǒng)進行可靠性分析。

最小隔離區(qū)是具有共同入口開關的元件集合，且每一最小隔離區(qū)只包括一個開關，同一最小隔離區(qū)的元件故障影響相同。故障發(fā)生后，各最小隔離區(qū)可根據(jù)相互的位置關系進一步劃分，以圖2所示的饋線為例，根據(jù)定義，其被劃分為6個最小隔離區(qū)，當D3區(qū)域發(fā)生故障③時，分析不同分區(qū)的類型。

圖2 含多模塊智能終端設備的饋線分區(qū)Fig.2 Feeder partitions containing multi-module intelligent terminal devices

1)故障區(qū)。

故障元件所屬的最小隔離區(qū)定義為故障區(qū)，故障區(qū)域停電時間為故障處理時間。圖2中的D3區(qū)域即為故障區(qū)。

2)正常區(qū)。

故障發(fā)生后，故障區(qū)域的上游區(qū)中，能夠通過級差保護快速與故障區(qū)域隔離的最小隔離區(qū)，停電時間可近似為0，此類最小隔離區(qū)的集合定義為正常區(qū)。圖2中故障③發(fā)生后，因S2為具有級差保護功能的分段開關，可瞬間斷開，故D1區(qū)域為正常區(qū)。

3)上游人工隔離區(qū)與上游自動隔離區(qū)。

上游隔離區(qū)定義為從故障區(qū)的入口開關所連接的另一最小隔離區(qū)到正常區(qū)之間的范圍，上游隔離區(qū)停電時間因其入口開關和故障區(qū)入口開關配置的終端類型不同而不同。

(1)若上游隔離區(qū)的入口開關未配置自動化終端或僅配置“二遙”終端，上游隔離區(qū)的停電時間為人工現(xiàn)場操作隔離故障時間，此時上游隔離區(qū)可進一步定義為上游人工隔離區(qū)。

(2)若故障區(qū)入口開關未配置自動化終端或僅配置“二遙”終端，上游隔離區(qū)的停電時間為人工現(xiàn)場操作隔離故障時間，定義為上游人工隔離區(qū)。

(3)若上游隔離區(qū)的入口開關和故障區(qū)入口開關均配置“三遙”終端，停電時間為遠程故障隔離時間,此時上游隔離區(qū)可進一步定義為上游自動隔離區(qū)。

圖2中上游隔離區(qū)為D2區(qū)域，因S2未配置終端，故D2區(qū)域為上游人工隔離區(qū)。

4)人工聯(lián)絡轉供區(qū)與自動聯(lián)絡轉供區(qū)。

聯(lián)絡轉供區(qū)定義為發(fā)生故障后可以通過下游聯(lián)絡線路轉供恢復供電的區(qū)域。聯(lián)絡轉供區(qū)停電時間因其入口開關配置的終端類型不同而不同。

(1)若聯(lián)絡轉供區(qū)的入口開關未配置自動化終端或僅配置“二遙”終端，則停電時間為人工現(xiàn)場操作負荷轉供時間，此時聯(lián)絡轉供區(qū)可進一步定義為人工聯(lián)絡轉供區(qū)。

(2)若聯(lián)絡轉供區(qū)的入口開關配置了“三遙”終端，則停電時間為遠程負荷轉供時間，定義為自動聯(lián)絡轉供區(qū)。

此外，若聯(lián)絡線無法將故障區(qū)下游負荷全部轉供，則被削減的負荷停電時間為故障處理時間。圖2中聯(lián)絡轉供區(qū)為D4、D5、D6區(qū)域，其中D5區(qū)域入口開關配置了“三遙”終端，故其為自動聯(lián)絡轉供區(qū)。D4和D5區(qū)域入口開關分別為未配置終端和配置了“二遙”終端的分段開關，故均為人工聯(lián)絡轉供區(qū)。

2.3 基于饋線分區(qū)的故障查找與影響分析

本文重點考慮最小隔離區(qū)內部的饋線段、配電變壓器以及開關的故障，下面以饋線段為例說明本文所提故障影響查找方法，明確故障后不同最小隔離區(qū)的區(qū)域類型。

首先對饋線段進行編號，所有饋線段構成的集合為K。對任一饋線故障，找到其所屬最小隔離區(qū)，并以此確定正常區(qū)、上游隔離區(qū)和聯(lián)絡轉供區(qū)。遍歷并記錄每一個饋線段故障所對應的區(qū)域類型，構建相應的故障模式影響分析表。

圖3為饋線段故障時基于饋線分區(qū)的故障影響查找與分析流程。

圖3 饋線段故障后的故障影響查找與分析流程Fig.3 Flowchart for finding and analyzing the impact of feeder segment fault

配電變壓器故障與饋線段故障分析流程相同。開關故障，則需將開關所連接的2個饋線區(qū)合并為1個饋線區(qū)，并視為故障區(qū)，再根據(jù)最小隔離區(qū)故障的分析流程進行各區(qū)域類型的判斷。

表1給出了發(fā)生故障①—⑥時各個最小隔離區(qū)在上述分區(qū)邏輯下所對應的區(qū)域類型。

建立不同元件故障后對應的FMEA表，作為計算可靠性指標的基礎。

3 中低壓配電網供電可靠性協(xié)同評估流程

結合2.2節(jié)故障分析方法，中低壓可靠性協(xié)同評估序貫蒙特卡洛模擬流程如下：

步驟1：設定蒙特卡洛模擬年數(shù)，抽樣各元件的正常運行時間，并選取正常運行時間最小的元件為故障元件。

表1 故障①—⑥下的最小隔離區(qū)區(qū)域類型Table 1 Type of minimum isolation area when fault point is at ①—⑥

步驟2：抽樣故障元件的故障修復時間并判斷其所屬電壓等級，若屬于低壓配電網，則轉至步驟6。若故障元件屬于中壓配電網，則繼續(xù)下一步。

步驟3：結合2.2節(jié)進行故障影響分析，確定各最小隔離區(qū)的具體類型以及故障后停電時間。

步驟4：計算模擬期間各負荷點的故障頻率及停電時間，將每一個負荷點指標輸入對應的低壓供電臺區(qū)。

步驟5：基于低壓配電網區(qū)域網絡結構進行故障影響分析，對低壓供電臺區(qū)形成低壓元件FMEA表。

步驟6：遍歷所有低壓供電臺區(qū)，統(tǒng)計每一個負荷點下的用戶供電可靠性指標。

步驟7：推進模擬時鐘，判斷時鐘是否達到模擬年數(shù)，未達到則返回步驟2；達到則結束模擬，統(tǒng)計各年的結果，進而計算全網戶均供電可靠性指標。

4 算例分析

4.1 算例簡介

本文采用的中壓配電系統(tǒng)是在原始IEEE RBTS BUS-2配電系統(tǒng)基礎上進行改進得到的。該系統(tǒng)共有4條出線，形成2組單環(huán)網，其中網絡數(shù)據(jù)、各個元件的具體參數(shù)及可靠性相關參數(shù)見文獻[18]。原始系統(tǒng)中饋線出口處已安裝斷路器，各條主干線首端已安裝分段開關，各分支線已安裝熔斷器。改進后的終端配置結果如圖4所示，其中饋線出口處斷路器和聯(lián)絡開關均配置“三遙”終端。未配置終端時，故障查找與人工隔離故障時間之和為3 h[19]，繼電保護裝置的故障切除時間忽略不計，安裝“二遙”終端后，人工隔離故障時間為1 h，安裝“三遙”終端后，自動隔離故障和恢復供電時間為0.05 h[20]。采用“用戶供電可靠性價值”衡量停電損失，其值約為200元/ (kW·h)[3]。通信光纜年費用為3 500元/km，“三遙”終端年費用為3 500元/臺，“二遙”終端年費用為2 500元/臺，繼電保護模塊年費用為500元/臺，低壓臺區(qū)自動化終端年費用為1萬元/套。典型低壓配電網結構如圖5所示，元件的可靠性數(shù)據(jù)見表2，負荷數(shù)據(jù)見表3，隔離開關的操作時間為0.5 h。假設中壓配電網中任意負荷點j下的用戶分布情況均如圖5所示。

圖4 配置多種終端的IEEE RBTS BUS-2 配電系統(tǒng)Fig.4 IEEE RBTS BUS-2 power distribution system with multiple terminals

圖5 典型低壓配電網結構Fig.5 Structure of typical low-voltage distribution network

表2 元件可靠性參數(shù)Table 2 Component reliability parameters

表3 用戶基礎參數(shù)Table 3 User basic parameters

4.2 中壓配電網可靠性評估結果

為驗證本文中壓配電網終端配置與分析方法的有效性，分別設計了2種場景進行對比驗證。場景1：各主干線分段開關未裝設終端；場景2：在各主干線路上配置多種類終端。

2種場景下系統(tǒng)可靠性指標如表4所示。在斷路器和隔離開關上配置保護設備或自動化設備后，節(jié)省了故障后的人工巡視時間，縮短用戶停電時間，使系統(tǒng)平均停電持續(xù)時間指標(system average interruption duration index，SAIDI)和系統(tǒng)總電量不足指標(energy not supplied index，ENS)減小，平均供電可用度指標(average service availability index，ASAI)有所提升，能夠明顯影響配電網供電可靠性。系統(tǒng)平均停電頻率(system average interruption frequency index，SAIFI)只與用戶的停電次數(shù)有關，不受故障處理時間的影響，故2種場景下數(shù)值不變。

表4 2種場景下系統(tǒng)可靠性指標Table 4 System reliability indicators in 2 scenarios

4.3 中低壓配電網可靠性協(xié)同評估結果

低壓配電網結構中400 V母線的可靠性參數(shù)來自于4.2節(jié)中壓配電網可靠性評估指標，計算出的SAIFI和SAIDI分別對應400 V母線的平均故障率λ和平均修復時間γ，如表5所示。傳統(tǒng)配電網可靠性評估即是通過此方法得到λ和γ，故傳統(tǒng)評估方法為順序評估。

表5 400 V母線可靠性參數(shù)Table 5 Reliability parameters of the 400 V bus

4.3.1 中低壓順序評估與協(xié)同評估結果對比

將中低壓配電網均未配置終端時進行順序評估與本文所提協(xié)同評估的可靠性指標進行對比。以饋線F1上負荷點LP4、LP7和饋線F2上負荷點LP8為例，分析順序評估和協(xié)同評估時不同臺區(qū)用戶可靠性的評估結果。對于3個負荷點所供低壓臺區(qū)，順序評估中400 V母線的故障頻率和停電時間相同，由4.2節(jié)中壓配電網可靠性評估結果得到。協(xié)同評估中精確計算每一個中壓負荷點的可靠性指標，并作為輸入傳遞給低壓配電網層，故3個負荷點所帶的低壓臺區(qū)400 V母線的故障頻率和停電時間不同。計算結果如表6所示。

由表6數(shù)據(jù)可知，順序評估消除了各個低壓臺區(qū)所接饋線、所處位置的差異，不利于找出供電薄弱環(huán)節(jié)，無法針對性地提升用戶的供電可靠性。而協(xié)同評估計算結果說明不同位置的低壓臺區(qū)可靠性不同，能夠體現(xiàn)用戶供電水平的差異性。在協(xié)同評估中，表6展示的低壓臺區(qū)可靠性參數(shù)僅是中低壓配電網可靠性協(xié)同評估的中間過程，在計算出各個臺區(qū)的可靠性指標后，最終的中低壓可靠性評估指標是考慮各負荷點下臺區(qū)數(shù)量，計算得到的戶均可靠性指標如表7所示。

表7的結果表明，相比于先評價中壓可靠性指標，并以中壓可靠性為基礎計算低壓可靠性指標的順序評估，中低壓配電網供電可靠性協(xié)同評估后所計算得出的系統(tǒng)可靠性指標更具有參考價值，雖然此時的可靠性不如順序評估高，但是這是在充分考慮了每一個配電變壓器臺區(qū)的可靠性指標后所得的戶均可靠性指標，因此更能反映實際的系統(tǒng)可靠性情況。

4.3.2 配置多種終端的中低壓配電網可靠性協(xié)同評估

設置4種場景對2.1節(jié)中提到的終端對供電可靠性的影響邊界進行驗證，系統(tǒng)可靠性指標和年總費用如表8所示。

表8中的結果表明，中低壓均未配置終端時，ASAI數(shù)值最小，即系統(tǒng)的供電可靠性最差。配置終端后，通過有效縮短故障處理和負荷轉供時間，使用戶停電持續(xù)時間減少，系統(tǒng)供電可靠性得到提升。其中在低壓配電網安裝智能終端，中壓配電網配置多種終端時提升效果最明顯。停電損失費用隨著可靠性的提升明顯降低，在疊加自動化費用后，雖然年總費用下降不明顯，但是配電網配置終端的目的并不是完全為了提升可靠性，還有正常運行時電網的可觀可控等更多價值，僅以表8結果分析終端配置后的經濟性略有片面。

表6 低壓臺區(qū)可靠性參數(shù)Table 6 Reliability parameters of low-voltage station

表7 中低壓順序評估與協(xié)同評估可靠性指標計算結果Table 7 Reliability index calculation results of sequential evaluation and collaborative evaluation for medium and low voltage

表8 4種場景下系統(tǒng)可靠性指標與年總費用Table 8 System reliability indicators and total annual costs in 4 scenarios

4.3.3 含分布式電源的可靠性評估

以饋線F1為例，在負荷點LP4處接入光伏，光伏容量為800 kW，計算此時在4.2節(jié)的場景2中F1的可靠性，如表9所示。

表9 接入光伏后前后饋線F1可靠性指標Table 9 Reliability index of feeder 1 befor and after connecting photovoltaic

比較表9中數(shù)據(jù)可知，加入光伏可以使已經配置了智能終端的饋線可靠性得到進一步提高。由于負荷點LP4處接入光伏，在故障發(fā)生后可以為LP4維持供電，故饋線F1的系統(tǒng)平均停電時間縮短，供電可靠率有所上升。由表9的分析結果可知，在進行協(xié)同評估時，光伏的接入可使LP4所供低壓臺區(qū)的可靠性水平進一步提高。

5 結 語

本文提出了一種考慮多種終端配置的中低壓配電網可靠性協(xié)同評估方法。該方法充分考慮每一個10 kV配電變壓器對配電變壓器臺區(qū)的影響，以反映配電網不同環(huán)節(jié)對用戶供電可靠性的影響程度；并加入對不同類型終端設備的考慮，體現(xiàn)配電自動化在中低壓配電網供電可靠性提升中的作用。通過實例分析，展現(xiàn)了該方法的評估效果，并得到了相關結論，可為相關工作人員提供更為精準的多電壓等級配電網可靠性評估結果。