許 軒 陸于平

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含DG配網(wǎng)電流幅值差異化保護(hù)方案

（東南大學(xué)電氣工程學(xué)院 南京 210096）

提出基于故障線路兩側(cè)電流幅值差異比較的配電網(wǎng)新型保護(hù)方案，適于含分布式電源的配電網(wǎng)絡(luò)。首先對(duì)分布式配電網(wǎng)發(fā)生故障時(shí)，線路兩側(cè)故障電流幅值特性進(jìn)行分析，得出在現(xiàn)有的分布式電源容量滲透率規(guī)定以及逆變型分布式電源對(duì)輸出電流幅值限制的條件下，故障線路兩側(cè)電流幅值不相等且差異較明顯的結(jié)論。以此為基礎(chǔ)，提出新型的基于故障電流幅值差異的保護(hù)方案，為保證內(nèi)部故障的靈敏性，外部故障及正常運(yùn)行時(shí)保護(hù)的可靠性，提出相應(yīng)的動(dòng)作-制動(dòng)特性方程。新方案借鑒傳統(tǒng)差動(dòng)保護(hù)制動(dòng)判據(jù)的形式，但制動(dòng)特性方程僅需電流幅值信息而無(wú)需相量的比較，在通信自動(dòng)化水平較低的分布式配電網(wǎng)中更易實(shí)現(xiàn)。仿真證明了本方案的合理性和有效性。

分布式發(fā)電 電流幅值 制動(dòng)特性 配電網(wǎng)保護(hù)

0 引言

目前分布式配電網(wǎng)的保護(hù)方案都是基于國(guó)家電網(wǎng)Q/GDW 480—2012《分布式電源接入電網(wǎng)技術(shù)規(guī)定》（以下簡(jiǎn)稱《規(guī)定》）[1]以及IEEE 1547—2003《分布式電源與電網(wǎng)互聯(lián)標(biāo)準(zhǔn)》[2]執(zhí)行的。由于分布式電源（Distributed Generator，DG）的接入對(duì)傳統(tǒng)電流保護(hù)適應(yīng)性帶來(lái)諸多負(fù)面影響[3,4]，現(xiàn)行規(guī)定要求故障后必須將DG隔離，恢復(fù)網(wǎng)絡(luò)至輻射狀并以三段式電流保護(hù)切除故障。該保護(hù)策略目的在于優(yōu)先滿足電流保護(hù)的選擇性，卻不得不犧牲DG自身利益，在一定程度上限制了新能源發(fā)電產(chǎn)業(yè)的發(fā)展，也證明了當(dāng)前對(duì)于更合理、有效的分布式配電網(wǎng)保護(hù)方案的迫切需求[5-12]。

縱聯(lián)電流保護(hù)反應(yīng)故障線路雙端電流信息，在雙端電源線路上具有良好的選擇性。但由于當(dāng)前配網(wǎng)自動(dòng)化通信水平不能滿足其采樣值同步的要求，難以直接應(yīng)用。本文提出一種基于電流幅值差異化的保護(hù)方案，借鑒了縱聯(lián)保護(hù)反應(yīng)雙端信息的思想以及制動(dòng)判據(jù)形式，但其原理建立在對(duì)分布式配電網(wǎng)故障電流幅值特征的分析基礎(chǔ)上，只反應(yīng)故障線路兩端電流幅值信息。由于只有電流幅值信息參與運(yùn)算，新方案對(duì)同步的要求更低，相比電流差動(dòng)保護(hù)在分布式配電網(wǎng)中更易實(shí)現(xiàn)，可靠性更高。

本文首先對(duì)分布式配電網(wǎng)故障線路雙端電流特征進(jìn)行分析，得出在規(guī)定的DG滲透率限制及逆變器對(duì)逆變型分布式電源（Inverter Interfaced DG，IIDG）輸出電流限制的客觀條件下，故障線路兩端電流幅值不相等的結(jié)論。并以此為基礎(chǔ)，提出一種僅通過(guò)電流幅值比較，無(wú)需相量同步要求的電流幅值差異化動(dòng)作保護(hù)方案，反映故障線路兩側(cè)電流幅值差異。本文詳細(xì)闡述了新方案的制動(dòng)方程及制動(dòng)特性，并對(duì)區(qū)內(nèi)外故障保護(hù)動(dòng)作情況和新方案耐受同步誤差性能進(jìn)行了仿真，證明本方案具有良好的內(nèi)部故障靈敏性及外部故障可靠性，相比傳統(tǒng)電流差動(dòng)保護(hù)對(duì)同步誤差的耐受性更強(qiáng)，總體更實(shí)用。

1 分布式配電網(wǎng)相間短路故障電流幅值特征分析

根據(jù)《規(guī)定》要求，DG并網(wǎng)總?cè)萘坎坏贸^(guò)上級(jí)變壓器所供區(qū)域負(fù)荷總?cè)萘康?5%。同時(shí)，DG不同于傳統(tǒng)電源，多數(shù)以并網(wǎng)逆變器作為并網(wǎng)接口，逆變器對(duì)輸出電流大小有具體的限制，一般為2倍額定電流，而傳統(tǒng)電源并無(wú)此限制，故障電流幅值往往遠(yuǎn)高于2倍額定電流。以上兩條特征顯然會(huì)使發(fā)生DG配網(wǎng)故障時(shí)，故障電流幅值出現(xiàn)某些差異化特征。

圖1表示某含DG配網(wǎng)線路故障時(shí)，從故障線路看出去的等效模型，其中AB為故障線路，A側(cè)為系統(tǒng)側(cè)，B側(cè)為DG側(cè)，假設(shè)此時(shí)全部DG均連接在線路同一側(cè)[13]，圖中的電動(dòng)勢(shì)和阻抗都是等效得出。由于DG自身特性的復(fù)雜性，DG等效電動(dòng)勢(shì)和等效阻抗實(shí)際上并不能簡(jiǎn)單得到，B值和mB值中含有復(fù)雜的控制過(guò)程，是非線性的。此處為簡(jiǎn)化分析，認(rèn)為負(fù)荷總?cè)萘颗c系統(tǒng)等效電源出力一致；DG仿照傳統(tǒng)電源模型等效為電動(dòng)勢(shì)和阻抗的串聯(lián)。以上對(duì)DG的等效與實(shí)際IIDG模型并不完全一致，此處為了對(duì)故障線路兩側(cè)電流幅值特征進(jìn)行分析而進(jìn)行等效處理。由于同等容量下傳統(tǒng)發(fā)電機(jī)的輸出故障電流幅值并沒(méi)有DG并網(wǎng)逆變器輸出電流的2倍限制，因此圖1等效方式下B側(cè)故障電流的幅值只可能大于等于DG實(shí)際輸出電流的幅值。以此為基礎(chǔ)，進(jìn)行下面的分析。

圖1 分布式配電網(wǎng)故障等效網(wǎng)絡(luò)

假設(shè)線路內(nèi)處發(fā)生三相短路故障，兩側(cè)保護(hù)處的測(cè)量電流幅值為

令為B側(cè)與A側(cè)電流相量之比，則

在兩側(cè)等效電動(dòng)勢(shì)和阻抗一定的情況下，很容易證明||關(guān)于是單調(diào)上升的，即故障位置距離B側(cè)越近，故障電流幅值的比值越大。=1即線路末端發(fā)生三相短路時(shí)

根據(jù)《規(guī)定》要求，對(duì)圖1，考慮極端情況：DG滲透率為25%。為簡(jiǎn)化分析，認(rèn)為|B|/|A|≈1，兩側(cè)等效電源阻抗具有相同的阻抗角且和線路相同。則只有在線路阻抗為3mA時(shí)，兩側(cè)故障電流幅值才相等；而對(duì)一般的10kV配網(wǎng)的主變壓器來(lái)說(shuō)，內(nèi)阻抗約為2～3倍線路單位阻抗甚至更高[14,15]。因此即使對(duì)于與主變壓器相連的第一回線路，達(dá)到3mA也需要9～10km以上的長(zhǎng)度，對(duì)于一般10kV配網(wǎng)單回線路并不能達(dá)到這一長(zhǎng)度[16]。

以上的分析基于傳統(tǒng)電源等效模型對(duì)DG進(jìn)行等效，單純看等效模型顯然并不能代表所有的實(shí)際DG。上述分析的結(jié)論是若以傳統(tǒng)電源作為DG形式并網(wǎng)運(yùn)行，故障后故障線路兩側(cè)電流幅值并不相等，主變壓器側(cè)故障電流幅值大于DG側(cè)故障電流幅值。在此基礎(chǔ)上，考慮DG實(shí)際上以逆變器并網(wǎng)，前文已分析逆變器本身對(duì)輸出電流幅值的限制會(huì)使同等條件下DG輸出故障電流幅值遠(yuǎn)小于傳統(tǒng)電源輸出電流的幅值。因此可得出結(jié)論：在分布式配電網(wǎng)中，線路故障時(shí)兩端保護(hù)測(cè)量故障電流幅值并不相同，主變側(cè)故障電流幅值大于DG側(cè)；而外部故障或正常運(yùn)行時(shí)，兩側(cè)保護(hù)測(cè)量電流幅值相等。通過(guò)這一特征的總結(jié)，本文提出基于電流幅值差異化的含DG配網(wǎng)保護(hù)方法。

2 電流幅值差異化保護(hù)判據(jù)

根據(jù)前文對(duì)故障電流差異化的分析，理論上只要在避開不平衡電流的基礎(chǔ)上探測(cè)到這個(gè)電流差異的存在，保護(hù)即能判斷故障。但絕大多數(shù)DG通過(guò)逆變器并網(wǎng)，受諸多因素影響，運(yùn)行狀態(tài)并不穩(wěn)定，以致流過(guò)繼電器的不平衡電流在外部故障下也很難找到穩(wěn)態(tài)值。若借助自適應(yīng)電流保護(hù)的思想找到內(nèi)部故障下可能出現(xiàn)的兩側(cè)電流幅值差最大值作為動(dòng)作門檻，理論上雖然可通過(guò)在線整定的方式實(shí)現(xiàn)，但是IIDG本身的等值模型尚在研究中，而且等值電源的電動(dòng)勢(shì)和阻抗值在故障不同時(shí)刻也表現(xiàn)出較大浮動(dòng)。另外，對(duì)暫態(tài)過(guò)程衰減很快的IIDG也很難通過(guò)故障分量提取計(jì)算出正確的電動(dòng)勢(shì)和阻抗值。因此，必須找到一個(gè)有效且可靠的制動(dòng)特性方程，在僅有電流幅值量的基礎(chǔ)上，滿足靈敏性及可靠性的需要。

仿照傳統(tǒng)標(biāo)積制動(dòng)差動(dòng)保護(hù)表達(dá)式，給出僅反映電流幅值信息的制動(dòng)方程為

式中，自變量均為兩側(cè)故障電流幅值；系數(shù)決定制動(dòng)特性，由故障前后的電流幅值差異賦值，具體賦值方法為

式中，定義為等效相角，表達(dá)式為

式中，下標(biāo)f的電流對(duì)應(yīng)保護(hù)安裝處的故障電流；下標(biāo)n的電流對(duì)應(yīng)正常運(yùn)行時(shí)的負(fù)荷電流。很明顯，并無(wú)實(shí)際的物理意義，而是通過(guò)故障前后兩側(cè)電流幅值的變化量等效得到的一個(gè)角度。圖2說(shuō)明了的意義，圖中電流相量的下標(biāo)g表示對(duì)應(yīng)的故障分量電流量。

圖2 內(nèi)部故障時(shí)等效相角q 示意圖

下文以式（5）作為制動(dòng)特性方程，以電流幅值變化量對(duì)進(jìn)行賦值的意義進(jìn)一步說(shuō)明。

規(guī)定保護(hù)安裝處的電流方向從母線流向線路為正，根據(jù)負(fù)荷的分布不同，故障前后線路兩側(cè)的故障相電流可能形式見(jiàn)表1。

表1 故障電流形式

本文認(rèn)為線路始端指更靠近配網(wǎng)主變壓器的端點(diǎn)（如圖1中端點(diǎn)A）。對(duì)于線路始端，即使負(fù)荷分布造成故障前電流方向?yàn)樨?fù)、故障后為正，由前文對(duì)故障電流幅值的分析可知，主變側(cè)故障電流幅值應(yīng)大于DG側(cè)，原則上也不會(huì)出現(xiàn)主變側(cè)提供的故障電流幅值小于負(fù)荷電流幅值的情況，甚至應(yīng)該是遠(yuǎn)大于負(fù)荷電流幅值，因此未將此情況反映在表1中。

由表1可知，保護(hù)安裝處的電流在故障前后方向可能改變。以相位表示，則故障后相對(duì)故障前，可能出現(xiàn)很大的相位差，故障分量電流的幅值很大（如圖2中）。而從故障前后同側(cè)電流的幅值差（即幅值變化量，如圖2中）分析可知，由于主變側(cè)和DG側(cè)故障電流幅值差異明顯，而故障前電流幅值基本相等，主變側(cè)電流幅值差明顯比DG側(cè)電流幅值差更大，圖2也反映了這一特性。

結(jié)合制動(dòng)判據(jù)式（5）來(lái)看，系數(shù)1、2和3均由決定，系數(shù)的取值需滿足內(nèi)部故障時(shí)動(dòng)作作用增強(qiáng)，制動(dòng)作用減弱；外部故障時(shí)動(dòng)作作用減弱，制動(dòng)作用增強(qiáng)。圖2反映的是內(nèi)部故障，可看出此時(shí)值很大，接近90°，則有

動(dòng)作電流近似為兩側(cè)故障電流幅值差，制動(dòng)電流接近0，動(dòng)作作用明顯強(qiáng)于制動(dòng)作用。

外部故障時(shí)，兩側(cè)故障電流幅值理論上相等，故障前后的電流幅值差也相等，值接近0°。相應(yīng)地，動(dòng)作電流接近0，制動(dòng)電流為兩側(cè)電流標(biāo)積的0.2倍，近似等于單側(cè)電流幅值的0.2倍，制動(dòng)作用明顯大于動(dòng)作作用。

由圖2也可看出，之所以選擇故障前后電流幅值差賦值，是因?yàn)檫@種賦值方式下區(qū)內(nèi)外故障時(shí)的差異最明顯。而不選取故障分量的幅值進(jìn)行比較的原因是：①主變側(cè)和DG側(cè)故障分量電流幅值并無(wú)絕對(duì)的大小關(guān)系；②故障分量由于IIDG暫態(tài)過(guò)程衰減很快難以準(zhǔn)確提??；③雖然根據(jù)前文分析具有內(nèi)部故障時(shí)，主變側(cè)大于DG側(cè)的特性，但與文中取值方法相比，制動(dòng)特性并不突出。

將制動(dòng)方程兩側(cè)同除以A側(cè)電流幅值，得到以相電流幅值比作為自變量的制動(dòng)特性方程

其動(dòng)作特性可用三維圖表示，如圖3所示。

圖3 制動(dòng)方程下保護(hù)的動(dòng)作特性

根據(jù)圖3所示特性圖對(duì)新判據(jù)制動(dòng)特性進(jìn)行分析可知，內(nèi)部故障時(shí)，兩側(cè)故障電流幅值相差較大，電流幅值比向坐標(biāo)原點(diǎn)靠近；線路兩側(cè)的故障前后電流幅值差具有明顯差異，等效相角向坐標(biāo)軸90°方向靠近。結(jié)合以上兩點(diǎn)，動(dòng)作位置靠近圖3的左上方，此時(shí)相對(duì)動(dòng)作電流明顯大于制動(dòng)電流，且動(dòng)作區(qū)較大，故障程度越嚴(yán)重，線路兩側(cè)電流幅值差異越明顯，值也越接近90°，動(dòng)作位置在制動(dòng)曲面內(nèi)越向左上方靠近，靈敏度越高。外部故障時(shí)，兩側(cè)電流幅值近似相等，電流幅值比向1靠近。故障前后的電流幅值差對(duì)于線路兩側(cè)的保護(hù)來(lái)說(shuō)也近似相等，等效相角向0°靠近。因此，動(dòng)作位置應(yīng)位于特性曲面的右下方，此時(shí)制動(dòng)作用明顯強(qiáng)于動(dòng)作作用。圖3還反映出，對(duì)應(yīng)于區(qū)外故障或正常運(yùn)行狀態(tài)，在兩側(cè)電流幅值比為1或等效相角為0°時(shí)，制動(dòng)電流恒大于動(dòng)作電流，保護(hù)可靠不動(dòng)作，并且制動(dòng)特性反映出較大的可靠范圍，對(duì)不平衡電流及逆變器控制造成的正常運(yùn)行或外部故障時(shí)電流差異具有一定的容錯(cuò)性能。

由于IIDG的逆變器本身對(duì)故障電流有小于2倍額定值的限制，因此DG側(cè)故障前后電流幅值差，以及故障電流幅值本身都會(huì)被限制在2倍額定電流以內(nèi)，這對(duì)保護(hù)的判斷是有利的。

同時(shí)，制動(dòng)判據(jù)式（5）中全部變量和系數(shù)均由電流幅值決定，并不涉及站間采樣值同步的相量計(jì)算。因此，本文的保護(hù)方案對(duì)配網(wǎng)通信自動(dòng)化系統(tǒng)的要求較低，電流幅值的計(jì)算對(duì)同步誤差的耐受性也較高，這也優(yōu)于傳統(tǒng)電流差動(dòng)保護(hù)。

3 仿真與分析

為驗(yàn)證本文方案的正確性，利用Simulink對(duì)圖4所示的某基準(zhǔn)容量為500MV?A的10kV簡(jiǎn)單分布式配電網(wǎng)進(jìn)行建模仿真，IIDG容量滲透率為負(fù)荷總量的25%。其中，線路AB、BC和AF為架空線路，單位參數(shù)0.345+i0.27W；線路CD、DE和FG為地下電纜，單位參數(shù)0.093+i0.259W。逆變DG采用電流型PQ控制方式，、分別為7.65MW、4.74Mvar，負(fù)荷均為6MW，功率因數(shù)為0.85。連接位置如圖4所示。

圖4 逆變DG滲透率為25%的分布式發(fā)電網(wǎng)絡(luò)

對(duì)線路AB中點(diǎn)發(fā)生ab兩相短路、線路AB末端發(fā)生三相短路和線路BC始端發(fā)生三相短路時(shí)保護(hù)線路AB進(jìn)行仿真。圖5～圖7為A側(cè)、B側(cè)三相電流波形及逆變器輸出電流波形?？梢钥闯?，內(nèi)部故障時(shí)故障線路兩側(cè)保護(hù)安裝處的電流幅值差異明顯。

圖5 AB中點(diǎn)兩相短路時(shí)IA、IB和逆變器出口電流波形

圖6 AB末端三相短路時(shí)IA、IB和逆變器出口電流波形

圖7 AB外部三相短路時(shí)IA、IB和逆變器出口電流波形

保護(hù)安裝處故障相（a相）電流幅值，以及故障前后電流幅值差見(jiàn)表2。

表2 短路故障計(jì)算參數(shù)

三種故障情況下，動(dòng)作點(diǎn)在制動(dòng)特性曲面上的位置如圖8所示。由圖8可知，新的幅值差異化動(dòng)作判據(jù)對(duì)內(nèi)外部故障具有可靠及明顯的區(qū)分效果。故障時(shí)，保護(hù)安裝處故障電流幅值的差異化對(duì)內(nèi)外部故障進(jìn)行初步劃分。故障前后電流幅值的差異又決定了值，進(jìn)一步對(duì)判據(jù)的動(dòng)作靈敏性和制動(dòng)可靠性進(jìn)行補(bǔ)充。由仿真圖還可看出，保護(hù)在內(nèi)部故障時(shí)的動(dòng)作位置與外部故障時(shí)的制動(dòng)位置相離較遠(yuǎn)，保護(hù)誤動(dòng)可能性較小，具有較高的可靠性。

圖8 3種不同的故障情況下保護(hù)的動(dòng)作情況

新方案的另一優(yōu)越性在于：相對(duì)于電流差動(dòng)保護(hù)對(duì)采樣值同步誤差的敏感性，新的幅值差異制動(dòng)判據(jù)能夠允許線路兩側(cè)的數(shù)據(jù)窗有比較大的取樣間隔，更容易在現(xiàn)有配網(wǎng)通信自動(dòng)化系統(tǒng)中實(shí)現(xiàn)。

為驗(yàn)證方案對(duì)同步誤差的耐受性，對(duì)線路AB末端三相短路進(jìn)行6次仿真，每次仿真保持線路兩端負(fù)荷電流測(cè)量值為實(shí)際值，線路末端（B端）相對(duì)始端（A端）故障電流含有同步誤差，每次仿真從0開始逐次增加2ms。由于故障狀態(tài)較容易捕捉，仿真設(shè)定負(fù)荷電流準(zhǔn)確測(cè)量的前提條件在實(shí)際中比較容易實(shí)現(xiàn)。

圖9為不同同步誤差下，保護(hù)動(dòng)作點(diǎn)在電流差動(dòng)保護(hù)復(fù)平面的位置，差動(dòng)保護(hù)為傳統(tǒng)比率制動(dòng)形式，取0.5。隨著末端故障電流測(cè)量同步誤差的增加，相當(dāng)于故障電流相位不斷超前，故障點(diǎn)在復(fù)平面的位置也不斷超前，保護(hù)靈敏度持續(xù)降低，如圖9所示。當(dāng)同步誤差為10ms時(shí)，保護(hù)動(dòng)作位置已很接近制動(dòng)區(qū)域邊緣，此時(shí)保護(hù)靈敏度很低，受到小擾動(dòng)后很可能拒動(dòng)。而由于數(shù)據(jù)窗長(zhǎng)度始終不變，測(cè)量電流幅值的誤差始終很小。以0ms同步誤差時(shí)，雙端電流幅值比||=0.280 3為半徑畫圓，由圖可知，即使同步誤差增加，故障點(diǎn)也基本靠近該圓周。

圖9 不同同步誤差下電流差動(dòng)保護(hù)動(dòng)作情況

圖10是計(jì)及同步誤差時(shí)新型判據(jù)的動(dòng)作情況及其局部放大圖。從此圖中也可看出動(dòng)作點(diǎn)基本集中在正常測(cè)量值周圍，誤差很小。證明了圖9的仿真結(jié)果。保護(hù)靈敏性始終得到保證，相比圖9傳統(tǒng)縱聯(lián)電流差動(dòng)保護(hù)優(yōu)勢(shì)明顯。

（a）整體圖

（b）局部放大圖

4 結(jié)論

本文提出了一種適用于DG接入后配電網(wǎng)絡(luò)的保護(hù)算法?；诠收暇€路兩端的電流幅值差異化特征，保護(hù)原理建立在故障線路兩端電流幅值不相等的基礎(chǔ)上。

本文提出的保護(hù)方案相對(duì)簡(jiǎn)單，所需電氣量?jī)H為故障前后的電流幅值信息，省去傳統(tǒng)差動(dòng)保護(hù)的采樣值同步環(huán)節(jié)，通信水平要求較低，易于在現(xiàn)有含DG配網(wǎng)中實(shí)現(xiàn)。仿真結(jié)果說(shuō)明，保護(hù)判據(jù)具有合理的動(dòng)作區(qū)和制動(dòng)區(qū)，對(duì)區(qū)內(nèi)外故障的劃分界限明顯，且靈敏度較高。同時(shí)，由于只涉及電流幅值的測(cè)量，保護(hù)結(jié)果不受同步誤差的影響。

需要說(shuō)明的是，在極特殊情況下，仍存在分布式配電網(wǎng)線路故障時(shí)兩側(cè)電流幅值近似相等的情況，比如超長(zhǎng)線路、互感器誤差極大、DG控制策略影響或相間短路出現(xiàn)極大過(guò)渡電阻的情況等。限于本文篇幅，文中不再對(duì)這些特殊情況進(jìn)行討論。

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Current Amplitude Differential Protection for Distribution System with DG

（Southeast University Nanjing 210096 China）

A new current amplitude differential protection criterion for distribution system with DG is proposed in this paper. Fault current amplitude characteristic at each side of fault feeder is firstly analyzed. Under the condition of prescribed DG capacity penetration and the restriction on output current amplitude, the amplitudes of fault currents are obviously different at each end of fault feeder. Based on this conclusion, there is an action-brake characteristic equation in this new method to ensure fault sensitivity and protection reliability. Even though performing like traditional differential protection, the new method requires only current amplitude parameter, while dispensing with phasor comparison, which makes it easier to be realized in distribution system with DG having low communication automatization level. Simulation tests that the method is rational and effective.

Distribution system with DG, current amplitude, restraint characteristic, distribution system protection

TM773

陸于平 男，1962年生，博士，教授，研究方向?yàn)殡娏ο到y(tǒng)繼電保護(hù)與控制。

2013-11-26 改稿日期 2014-05-23

國(guó)家自然科學(xué)基金資助項(xiàng)目（50977012、51377022）。