王曉輝，白 宇，張彥濤，高 峰，劉 棟

（1. 山東大學電網智能化調度與控制教育部重點實驗室,山東省濟南市250061；2. 山東大學電氣工程學院,山東省濟南市250061；3. 國網冀北電力有限公司廊坊供電公司,河北省廊坊市065000；4. 中國電力科學研究院有限公司,北京市100192；5. 國網經濟技術研究院有限公司,北京市102209）

0 引言

中國已形成世界上規(guī)模最大、電壓等級最高的交直流混聯電網［1］。其中,基于電網換相換流器的高壓直流（line commutated converter based high voltage direct current,LCC-HVDC）輸電系統易發(fā)生換相失敗［2-3］。而在多直流饋入系統中,由于廣域復雜耦合［1,4］的存在,致使某回直流換相失敗后,短時間內健全直流也可能換相失敗［5］,呈現換相失敗相繼發(fā)生現象。

多回直流的相繼換相失敗本質上通常包含故障連鎖關系。若初始故障導致某回直流換相失敗,該直流控制過程引起的無功波動將通過饋入的交流電網耦合影響其他直流［6］,繼而造成其他健全直流換相失敗。該過程具有明顯的因果序貫特征［7］,屬于連鎖故障的范疇,可稱之為連鎖換相失敗。以較小的代價合理抑制連鎖換相失敗,將是交直流混聯電網安全穩(wěn)定運行關注的重點問題之一。

過去數十年,國內外學者針對換相失敗的抑制問題開展了大量研究,提出的措施主要分為改造換流器拓撲結構、增加輔助設備和優(yōu)化控制保護三大類。在拓撲結構方面,文獻［8-9］在換流閥臂串入子模塊,并設計子模塊的控制策略以輔助換相,降低換相失敗概率。在輔助設備方面,配置無功補償設備支撐換相電壓已較為成熟［10-13］。另有研究利用超導型直流限流器［14-15］限制故障時直流電流的上升,以避免換相失敗。以上措施均需增大投資,而優(yōu)化控制保護策略［16］可盡量減少成本,并發(fā)揮直流輸電高度可控的優(yōu)勢,因此備受關注。此類措施以提前觸發(fā)控制和低壓限流控制（voltage dependent current order limiter,VDCOL）為代表,當檢測到可能引發(fā)換相失敗的故障時增大觸發(fā)越前角,或者在電壓跌落時限制直流電流指令。文獻［17］改進了換相失敗預 防 控 制（commutation failure prevention,CFPREV）檢測邏輯以提升提前觸發(fā)控制的啟動速度。文獻［18］基于虛擬電阻提高VDCOL 靈敏度,故障時提前降低電流指令。另一方面,若控制保護優(yōu)化策略實施于直流饋入的交流電網,則有可能結合電力系統已有的安控系統發(fā)揮作用。文獻［19］提出電網沖擊吸收器（grid shock absorber）,將電網劃分為異步互聯的分區(qū)以防止連鎖故障。文獻［20］分析了基于柔性直流進行電網分區(qū)的優(yōu)勢,從無功獨立控制的角度論述了減少電壓崩潰型連鎖故障傳播的可能性。異步互聯雖可降低不同分區(qū)直流間的相互影響,但對于相同分區(qū)的直流則難以發(fā)揮有效作用。文獻［21］針對多直流饋入電網的換相失敗連鎖風險,從多目標優(yōu)化角度研究最優(yōu)分區(qū)方法。文獻［22］提出了基于故障限流器（fault current limiter,FCL）的多直流動態(tài)分區(qū)方法,以應對換相失敗連鎖故障。以上已有的系統級控制基本都是電網的全面分區(qū)策略,對于已建成電網的改造量較大,且對于可能自行恢復的換相失敗,無差異地采用全面分區(qū)策略的適用性有待進一步驗證。

本文提出一種在電網關鍵線路短時調節(jié)阻抗以抑制多回直流連鎖換相失敗的策略。不同于已有的全面分區(qū)策略,本文策略采用實施局部措施的技術路線,“適度”降低直流間耦合,進而以較小的代價抑制連鎖換相失敗。

1 多回直流連鎖換相失敗的機理分析

采用晶閘管換流閥的高壓直流輸電系統在換相過程中,若剛退出導通的閥在反向電壓作用的一段時間內未能恢復阻斷能力,或者換相過程一直未能進行完畢,則會發(fā)生換相失敗。用于衡量換相裕度的越前關斷角（亦稱為熄弧角）如式（1）所示。

式中：γ為越前關斷角；Id為直流電流；U為換流母線的交流電壓有效值；Xci為換相電抗；β為觸發(fā)越前角。

由式（1）可以看出,調整交流電壓、控制直流電流和觸發(fā)越前角均可影響換相裕度［3］。

對于多直流饋入場景而言,系統受到擾動后有可能發(fā)生一系列涉及多回直流的換相失敗相關現象,可以分為同時換相失敗、相繼換相失敗［23-24］以及換相失敗相繼恢復等。若從現象發(fā)生的原因和直流之間的耦合關系分析,則可以分為連鎖換相失敗和獨立換相失敗。

多回直流換相失敗過程及連鎖關系如圖1 所示,接入同一個交流電網的多回直流的換流器以電壓形式耦合,形成換相過程的相互影響,體現連鎖因果關系,抑制連鎖換相失敗應降低此耦合關系。需要指出的是,若擾動發(fā)生在多回直流的換相失敗觸發(fā)范圍重疊區(qū),則多回直流表現出來的獨立換相失敗僅受初始擾動影響,因此,宜依靠換流器自身的抗擾動能力解決。本文抑制策略僅針對多回直流換相失敗的連鎖因果關系,它可能存在于相繼換相失敗或者換相失敗恢復階段。

國際大電網組織（CIGRE）以換流母線交流電壓的相互影響定義多饋入交互作用因子MIIFij［25］,用以衡量直流i與直流j之間的耦合程度（在電網結構圖中,直流通常以其對應的換流母線節(jié)點表示）。MIIFij越大,耦合程度越高。以附錄A 圖A1 所示的等效兩回直流系統為例,MIIFij可由交流網絡阻抗計算［26］,如式（2）所示。

圖1 多回直流換相失敗連鎖關系示意圖Fig.1 Schematic diagram of cascading relationship of commutation failures in multiple HVDC systems

式中：ΔUi和ΔUj分別為直流i和j的換流母線電壓幅值變化量；Zij為節(jié)點阻抗矩陣中直流i和j對應換流母線節(jié)點之間的互阻抗；Zjj為直流j對應換流母線節(jié)點的自阻抗；xeq,i為直流i對應換流母線節(jié)點的電源側等效阻抗；xij為直流i和j對應換流母線節(jié)點之間的等效阻抗。

由式（2）可知,直流之間的電氣距離越近,即阻抗xij越小,則MIIFij越大,直流間耦合程度越高。增大交流電氣距離是降低直流間耦合從而抑制連鎖換相失敗的直接有效方法。

2 抑制多直流連鎖換相失敗的線路阻抗短時調節(jié)方法

增大交流電氣距離的措施雖然可以抑制換相失敗連鎖,但是也不可避免地對電網運行狀態(tài)造成影響,所以應該選擇抑制效果較好而又對電網運行影響較小的關鍵線路實施阻抗調節(jié)措施。本章闡述擬提出的策略,側重于策略實施位置的確定,包括以下方法步驟。

2.1 基于直流分群的換相失敗連鎖范圍界定方法

若某回直流發(fā)生換相失敗,并不必然引起其他全部直流的換相失敗連鎖。本小節(jié)界定直流之間換相失敗的連鎖范圍。將多回直流依據相互耦合程度進行分群,使得同一群內的直流耦合程度大于群間。若能保證群間耦合程度小于換相失敗連鎖的觸發(fā)閾值,而群內耦合程度又大于此閾值,則直流分群的結果就刻畫了直流之間換相失敗連鎖的范圍。滿足此條件的直流分群問題可以借助多步實施譜聚類［27］實現。

首先,具有網絡屬性的交直流混聯電網可以描述為圖G(V,E)［28］,其中：V為圖中的頂點集合,可有選擇地與電網全部或部分節(jié)點相對應；E為圖中的邊集合,針對每條邊可以賦權w以衡量頂點之間某種關聯關系及其程度。數學上,可用賦權矩陣W描述節(jié)點的關聯程度并用于聚類等圖分析,如式（3）所示。

為了敘述方便,下文將圖中頂點之間的邊簡寫為“邊x-x”,將電網相鄰節(jié)點之間的線路簡寫為“線路x-x”,將連接圖中頂點（或電網節(jié)點）的圖中（或電網中）路徑簡寫為“路徑x-x”。式（3）中,n為圖中的頂點個數,故W為n階賦權方陣,方陣中的代表性元素wij為邊i-j的權重,衡量頂點之間的關聯關系程度。在本小節(jié)的直流分群問題中,以直流節(jié)點構成頂點集V,以直流i和j間多饋入交互作用因子MIIFij賦權圖中的邊i-j,即wij=MIIFij。

通過直流分群以界定換相失敗連鎖范圍,其過程如下：

1）針對待分群的多回直流,建立式（3）所示的矩陣W,采用譜聚類算法獲取直流分群結果,群內直流耦合程度大于群間。

3）將未合并而且直流數多于1 的直流群視為待繼續(xù)分群的多回直流,重復實施前兩步的聚類與判別步驟。

最終得到的直流分群結果如圖2 所示。

圖2 直流分群結果示意圖Fig.2 Schematic diagram of HVDC clustering results

2.2 直流群內耦合的關鍵線路選取方法

直流分群界定了換相失敗連鎖的范圍,可認為換相失敗僅在直流群內連鎖,抑制措施僅在群內直流之間適時實施即可。而在直流群內,直流之間的換相過程耦合程度與電氣距離密切相關,電氣距離又主要受換流母線節(jié)點間的交流線路影響。重新構造圖G',以全部電網節(jié)點構成頂點集V',直流節(jié)點以其換流母線節(jié)點表示,以電網交流線路構成邊集E'并以式（5）對矩陣W'賦權。

式 中：e(i,j)為 頂 點i和j之 間 的 邊；xij為 線 路i-j的阻抗。

式（5）意味著矩陣W'的對角元素賦權為0,其他元素對應邊所連接的節(jié)點在電網中若相鄰,則矩陣W'中該元素賦權為線路阻抗,若不相鄰則賦權為無窮大（可用明顯較大的數值代替）。

給定兩回直流,其經由交流電網耦合的電氣路徑通常具有多條,每條路徑的電氣距離或阻抗即為路徑經過的邊權重之和。定性地講,電氣距離越小的路徑對直流間耦合關系的影響越大。若采用降低耦合的方式抑制直流群內的連鎖換相失敗,應該優(yōu)先選擇電氣距離最短、阻抗最小的交流路徑,將此最短路徑定義為兩回直流間耦合關鍵路徑。以圖G'中同一群內的直流節(jié)點為端點,采用Floyd 算法［29］可快速求得同一群內任意兩回直流間的耦合關鍵路徑。

調節(jié)阻抗而降低關鍵路徑的耦合程度,會對系統的原運行狀態(tài)產生沖擊,應盡量減小此沖擊的影響。為了避免在重要線路實施降低耦合策略,本文使用潮流介數［30］定量評估耦合關鍵路徑中各交流線路的重要性。潮流介數將圖論中的介數指標與潮流分布相結合,既以介數衡量邊在圖中的結構重要性,也以線路潮流評估此邊的電氣重要性。將直流等效視為電源或者負荷,以式（6）計算線路i-j的潮流介數Fij。

式中：Gn為電源節(jié)點集合；Ld為負荷節(jié)點集合；min(Sm,Sk)為電源m出力與負荷k中的較小值；Pmk為電源m向負荷k傳輸的功率；Pij(m,k)為Pmk中流經線路i-j的功率。

線路i-j的潮流介數Fij越大,表示該線路的重要性越高。將關鍵路徑中潮流介數最低的線路定義為關鍵線路。為減少策略對系統帶來的沖擊,應選擇關鍵線路調節(jié)阻抗。對于包含m回直流的直流群,某一回直流與其余m-1 回直流之間存在m-1 個關鍵路徑,每個關鍵路徑中存在1 個關鍵線路。若此m-1 個關鍵路徑存在共用線路,且此共用線路是其中某個關鍵路徑的關鍵線路,則可選擇此線路作為關鍵路徑的共有關鍵線路,從而進一步減少動作量。若不存在共用線路,則仍然針對各個關鍵路徑單獨尋找關鍵線路,最終得到直流群內各路徑的關鍵線路集。該關鍵線路搜索流程如圖3所示。

2.3 關鍵線路阻抗短時調節(jié)策略的啟動和實施

上述直流分群以及群內選取關鍵線路的方法,提供了換相失敗的連鎖范圍以及群內直流之間宜采取措施的線路位置。然而,對于某個確定的初始擾動,并不一定要啟動所有直流群的內部阻抗調節(jié)策略。根據圖1 對連鎖過程的闡述,可先判斷初始擾動造成同時換相失敗的直流,繼而在這些直流位于的直流群內啟動關鍵線路阻抗調節(jié)策略,有針對性地抑制后續(xù)換相失敗連鎖。

給定某個初始擾動,例如直流近區(qū)發(fā)生的交流短路故障,利用換相電壓時間面積［31-32］可判斷擾動是否導致直流換相失敗。擾動后,直流換流母線電壓所能提供的最大換相電壓時間面積Af為：

圖3 直流群內關鍵線路選取流程Fig.3 Procedure of determining critical lines within a HVDC cluster

式中：ω為系統角頻率；t1為換流閥觸發(fā)脈沖發(fā)出的時刻；t2為不引起換相失敗的換相最遲完成時刻,一般與參與換相的交流兩相相電壓交點時刻有關；e(ωt)為換相電壓。

對于給定的直流系統而言,換相所需的換相電壓時間面積Acr僅與直流電流有關。因而在初始擾動后,比較Af與Acr即可判斷發(fā)生換相失敗的直流,即Af＜Acr則判定換相失敗。需要說明的是,若初始擾動為不對稱故障,則電壓相位將產生角度偏移,一個交流周期內各次換相過程的Af將不再保持一致,當其中的最小值Af,min小于Acr時,可判定直流發(fā)生換相失敗。

如圖1 所述,初始擾動發(fā)生后,部分直流將發(fā)生同時換相失敗,此現象不涉及直流之間的連鎖關系,因此宜通過換流器自身抗擾能力的提高進行抑制,非本文抑制策略討論的范疇。但是,在通過換相電壓時間面積識別了這些同時換相失敗的直流之后,即可在這些直流位于的直流群內,適時調節(jié)群內直流間關鍵線路的阻抗,以抑制后續(xù)的連鎖換相失敗。初始擾動的位置和類型不同,導致同時換相失敗直流涉及的直流群也將不同,啟動的抑制策略也會存在差異。

由于換相失敗發(fā)生的速度較快,本文策略擬依靠電力電子裝備實現,例如FCL,其動作速度可達到5 ms 以內［33］。同時,關鍵線路阻抗調節(jié)措施的啟動時間和實施時長還應該考慮與繼電保護的配合。結合輸電網經典的縱聯電流差動保護和距離保護配置,本文策略的啟動宜在發(fā)現第一批同時換相失敗的直流之后延時20～25 ms,以避開保護的判斷出口時間；策略的實施時長不宜短于70～100 ms（保護動作時間）,但也不宜長于500 ms（Ⅰ段與Ⅱ段保護之間的配合時延）,以配合保護設置。必要時還可以考慮通過保護整定調整保護靈敏度,或將本文策略的阻抗影響納入保護整定計算。

3 算例分析

在經過修改的IEEE 39 節(jié)點系統以及某省市電網的基礎上,開展PSCAD/EMTDC 算例仿真,以驗證關鍵線路阻抗短時調節(jié)策略的有效性。

3.1 算例1：IEEE 39 節(jié)點系統

在IEEE 39 節(jié)點標準系統中增加4 回直流,構建如附錄B 圖B1 所示的仿真算例。其中,LCCHVDC 系統均采用CIGRE 標準模型,相關參數見附錄B 表B1。各回直流之間MIIF 和CMIIF分別列于附錄B 表B2 和表B3。

基于PSCAD/EMTDC 仿真驗證抑制效果。在4 回直流的換流母線處分別施加常見的單相以及三相接地故障,從而構成不同的驗證場景。故障均施加于1 s,持續(xù)時間為0.1 s。以直流A 換流母線處故障的場景為例,進行詳細分析。直流A 換流母線發(fā)生單相和三相接地故障時,各回直流的換相電壓時間面積計算結果如附錄B 表B4 所示。在2 種故障類型下,對于直流A 和B 而言Af＜Acr,初始擾動將造成此兩回直流同時換相失??；而對于直流C 和D,Af＞Acr,表明它們不會發(fā)生初始擾動引起的換相失敗。下文的時域仿真結果亦證實這一點。

按照本文策略,僅需在直流A 和B 位于的直流群內啟動關鍵線路阻抗短時調節(jié)策略。為避免影響線路保護動作,抑制策略的啟動時間應躲開保護的判斷時間,故經0.025 s 延遲后增大關鍵線路6-7 的阻抗150 Ω。為配合保護動作時間,同時不影響Ⅱ段保護的配合時延,本文策略在1.325 s 退出。

2 種故障類型下,各回直流的關斷角仿真曲線分別如圖4 和圖5 所示,其中紅色虛線為關斷角換相失敗閾值γmin=7°,當關斷角小于γmin時認為發(fā)生了換相失敗。在單相接地故障且不采取抑制策略時,直流A 分別于1.006 8、1.049 8、1.078 8 s 先后發(fā)生3 次 換 相 失 敗,直 流B 則 在1.007 5 s 和1.078 8 s 發(fā)生2 次換相失敗,兩回直流完全從換相失敗中恢復的時刻分別為1.104 8 s 和1.120 3 s。當采取抑制策略時,兩回直流的恢復時刻分別提前至1.094 8 s 和1.047 0 s,換相失敗持續(xù)時間分別由0.089 0、0.081 s降至0.083 7、0.039 5 s,其中直流B 降幅達到51.23%。在三相接地故障時,抑制策略使A、B 兩回直流的換相失敗完全恢復時刻分別由1.181 3、1.179 8 s 提前至1.178 0、1.072 5 s,換相失敗持續(xù)時間分別降低了2.13%和50.19%,另一方面,直流B在恢復過程中重復陷入換相失敗的次數亦顯著減少。

圖4 直流A 近區(qū)交流單相接地故障時各回直流關斷角Fig.4 Extinction angles of HVDC systems in the case of AC single-phase ground fault near HVDC A

為進一步驗證所提策略的效果,構造其他方案進行對比。以三相接地故障情況為例,在相同的策略啟動時間、阻抗調節(jié)值前提下,選取不同的策略實施位置比較效果。分別以同一耦合路徑上的線路6-11、線路11-12,以及不同耦合路徑上的線路7-8、線8-5、線路6-5、線路5-4、線路4-14、線路14-13、線路13-12 作為策略實施位置,對應直流A 和B 的換相失敗持續(xù)時間和換相失敗完全恢復時刻如表1 所示,其中第1 行以粗體標注的數據對應于本文推薦的關鍵線路。表1 數據顯示,在對等的條件下,本文策略與其他方案相比,直流換相失敗持續(xù)時間更短,恢復更早,一定程度上證實了本文策略具有更好的直流間換相失敗連鎖抑制效果。

圖5 直流A 近區(qū)交流三相接地故障時各回直流關斷角Fig.5 Extinction angles of HVDC systems in the case of AC three-phase ground fault near HVDC A

表1 算例1 中不同策略對應的換相失敗完全恢復時刻與持續(xù)時間Table 1 Full-recovery moment and time-duration of commutation failure with various strategies in case 1

相似的,直流B、C、D 近區(qū)發(fā)生故障時,按照本文策略選擇關鍵線路調節(jié)阻抗,均能明顯改善換相過程,抑制換相失敗連鎖,避免后續(xù)多次進入換相失敗。各場景下采取與未采取策略的抑制效果對比如附錄B 表B5—表B7 所示。

3.2 算例2：某省市實際電網

以中國某省市電網為原型搭建仿真案例,如附錄C 圖C1 所示。4 回直流密集落點于500 kV 交流電網中,案例中包含21 個500 kV 交流節(jié)點和23 回交流線路,直流參數如附錄C 表C1 所示。直流分群顯示,群間多饋入交互作用因子的均值- -- -----MIIF 大于臨界多饋入交互作用因子的均值-CMIIF,因而4回直流合并為1 個直流群制定策略。直流間耦合關鍵路徑及潮流介數參見附錄C 圖C1。根據關鍵線路阻抗調節(jié)策略,得到的方案包括3 回交流線路,分別是線路3-4、線路6-7 和線路8-11。

在4 回直流的近區(qū)分別施加單相與三相接地故障,故障施加時刻為1.5 s,持續(xù)時間為0.1 s。利用換相電壓時間面積判定故障發(fā)生后各回直流均會發(fā)生換相失敗,因此,經0.025 s 啟動策略調節(jié)3 個關鍵線路的電氣距離。以故障發(fā)生在直流1 近區(qū)為例,單相和三相短路故障時各回直流的關斷角時域仿真曲線分別如圖6 和圖7 所示。發(fā)生單相接地而未采取抑制策略時,直流4 在1.560 5 s 再次換相失敗,總持續(xù)時間為0.065 5 s。若啟動本文抑制策略,則未發(fā)生上述的后續(xù)換相失敗,直流4 換相失敗持續(xù)時間減少了38.93%。三相接地故障引起的直流連鎖換相失敗問題更加明顯,直流2、3、4 分別在1.550 3、1.550 3、1.536 3 s 再次換相失敗,阻礙了直流的恢復,啟動策略則可避免上述情況,使直流成功恢復。3 回直流換相失敗持續(xù)時間分別減少了0.058 3 s（67.65%）、0.0301 s（39.19%）和0.029 8 s（38.95%）。

圖6 直流1 近區(qū)交流單相接地故障時各回直流關斷角Fig.6 Extinction angles of HVDC systems in the case of AC single-phase ground fault near HVDC1

圖7 直流1 近區(qū)交流三相接地故障時各回直流關斷角Fig.7 Extinction angles of HVDC systems in the case of AC three-phase ground fault near HVDC1

進一步,圖8 給出了三相接地故障場景下,采取與未采取策略時各換流母線電壓和直流功率曲線。雖然由于故障距離較近,策略對故障近區(qū)直流的換相失敗抑制效果有限,但是對于遠區(qū)直流的換流母線電壓下降而言,起到了良好的抑制作用。在故障清除時,直流2、3、4 的換流母線最低電壓分別由0.627、0.604、0.440 p.u. 提 升 至0.932、0.893、0.891 p.u.,直流輸送功率則由1 305.7、1 273.5、258.8 MW 分別提升至2 073.8、1 972.5、752.3 MW。

增設多組對比方案,如附錄C 表C2 所示,在三相接地故障時的結果如表2 所示。與對比策略相比,本文策略實施后直流1 和4 的恢復速度更快,換相失敗持續(xù)時間更短。對比結果一定程度上證實了本文策略對于抑制連鎖換相失敗具有良好的適應性和有效性,同時強調了合理的策略實施位置對于加快故障后各回直流的恢復具有重要的影響。

圖8 各直流換流母線電壓及直流功率Fig.8 Voltage at converter bus and DC power of each HVDC system

表2 算例2 中不同策略對應的換相失敗完全恢復時刻與持續(xù)時間Table 2 Full-recovery moment and time-duration of commutation failure with various strategies in case 2

4 結語

交直流混聯電網中緊密復雜的耦合關系易引發(fā)多回直流之間的連鎖換相失敗。本文提出了一種在電網關鍵線路短時調節(jié)阻抗、降低耦合的局部策略,以抑制連鎖換相失敗,重點討論了此策略的實施位置問題,并得到如下結論：

1）經由交流電網的不同電氣路徑對直流之間耦合程度的影響各異。以電氣距離最短（阻抗最?。┳鳛殛P鍵路徑的搜索原則,利用潮流介數衡量關鍵路徑中不同線路調節(jié)阻抗對系統狀態(tài)的沖擊,可以較小的代價高效選擇關鍵位置實施抑制策略。

2）多直流饋入場景下,某一回直流的換相失敗并不必然引發(fā)所有直流的連鎖換相失敗,利用譜聚類進行直流分群,并結合臨界多饋入交互作用因子,可有效界定換相失敗的連鎖傳播范圍。

3）針對不同的初始擾動位置和類型,利用換相電壓時間面積可判斷第一批同時換相失敗的直流,繼而在這些直流位于的直流群內搜索關鍵線路實施抑制策略,可有針對性地體現不同擾動抑制策略的差異性。

4）在修改的IEEE 39 節(jié)點系統和實際電網開展的仿真分析表明,本文提出的關鍵線路阻抗短時調節(jié)策略可高效抑制多回直流的連鎖換相失敗。

本文研究得到國網經濟技術研究院有限公司科技項目(ZZKJ-2019-04)的資助，謹此致謝！

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