异步互联方式下西南电网AGC 方案优化及工程应用

何 笠，兰 强，谈 超，伍凌云，罗卫华，肖 雄

（1. 国家电网公司西南分部，四川省成都市610041；2. 南瑞集团有限公司（国网电力科学研究院有限公司），江苏省南京市211106；3. 电网安全与节能国家重点实验室（中国电力科学研究院有限公司），北京市100192）

0 引言

为了保障电网运行安全、优化电网结构、解决长链式电网结构性风险、阻断暂态能力传递、提高清洁能源外送能力，部分区域和省级电网由与大电网的交流联网运行转向通过直流异步联网运行［1］。2019 年6 月渝鄂柔性直流输电工程建成投运后，作为大型清洁能源外送基地的中国西南电网与华中电网解除交流联网，成为一个通过多条直流通道［2-3］与华东电网、华中电网和西北电网多区域异步互联送端电网。异步互联方式下的西南电网惯量减小为原西南-华中-华北联网下的1/6，并具备水电装机容量高占比、直流大规模外送特性，其频率调节特性发生了显著变化，抵御大功率扰动能力大幅下降，频率稳定问题较为突出［3］。

目前，异步互联电网频率调节的主要手段是一次调频、直流功率调制以及自动发电控制（automatic generation control，AGC）［4］，这些技术已经广泛应用于实际异步联网工程。文献［5］以云南电网异步运行为背景，建立云南电网直流频率限制器（frequency limit controller，FLC）的详细数学模型，阐明FLC 不同模型的动态调节特征，以及与一次调频的协调配合关系。文献［6］阐述了在云广特高压送端孤岛运行条件下，对机组调速器参数模式进行优化，以此抑制超低频振荡。文献［7］基于西南电网水电高占比和大规模外送特性，分析了西南电网异步运行的超低频振荡风险及其机理，并设计了附加频率控制器来抑制超低频振荡。文献［8］提出了考虑多方式鲁棒稳定约束条件下最大化系统跟踪性能的多机组调速器参数优化方法，并在云南电网算例中验证了该方法的有效性。然而，现阶段针对异步联网下频率控制技术的研究大部分聚焦于机组调速器参数调整优化、直流控制技术策略、超低频振荡的仿真分析研究［9-11］，但对于AGC 技术在实际异步互联电网中特性研究和技术提升的关注较少。

2019 年6 月西南电网正式异步运行后，AGC 调节要求比与华中同步联网运行时期更为严苛［12-13］，主要是因为电网特性发生了如下改变。

1）电网惯量相当于联网运行时期的1/6，面对小扰动可能产生较大频率波动，对频率调节要求更高［12，14］。

2）为了抑制超低频振荡，缩小了调速器的主要控制参数，牺牲了部分一次调频能力［14-16］。

3）具有复杂的交直流混联特性［17］，“强直弱交”特征显著，外送直流额定功率达到全网高峰负荷的50%，对各区域联络线功率稳定的控制要求高，对大功率缺失故障后频率恢复能力也提出了高要求［18］。

4）调度管辖范围涉及国家电力调度控制中心（以下简称“国调”）、西南电力调度控制分中心（以下简称“西南”），以及中国四川、重庆、西藏3 个省（市、区）级电网调度控制中心，若缺乏有效协调易导致各区域反向调节，引发频率大幅波动［12］。

针对以上问题，本文基于传统AGC 的控制思路［19-20］，结合2018 年4 月24—26 日开展的西南电网异步运行试验，阐述在AGC 调节过程中异步运行的西南电网在日常负荷随机变化时频率波动过大，以及遭受大扰动时的联络线功率和频率偏差控制（tieline load and frequency bias control，TBC）模式下非故障控制区AGC 反向调节频率等问题，深入分析产生问题的机理，并针对问题原因提出控制策略和模式的优化建议，通过电力系统全过程动态仿真程序（power system full-dynamic simulation program in power system department software package，PSDFDS）对改进后的控制策略和模式的正确性进行验证。最后，将所提控制策略和模式用于实际异步运行的西南电网中，其控制效果证明了改进后的控制策略和模式的有效性。

1 AGC 调节存在的问题

1.1 日常无故障运行的超调现象

在2018 年4 月24 日西南电网由同步向异步转换的试验阶段，采取“先人工手动、后AGC 自动”的方式。人工调频试验期间，选取了四川和重庆几个主力调频水电厂，根据主站转发的实时区域控制偏差（area control error，ACE）进行调节，整体采用小步长增减电厂负荷方法，相当于采用较小比例增益的比例（proportional，P）控制方式；西南、四川和重庆控制区AGC 系统均采用比例-积分（proportionalintegral，PI）控制方式，其中四川和重庆控制区AGC主站按照TBC 模式参与电网频率及联络线功率调整，西南AGC 主站按照定频率控制（flat frequency control，FFC）模式参与电网调频［19］。如图1 所示，对比两阶段的试验结果，西南电网频率调节有如下特点：①人工调频期间，调频电厂根据ACE 控制电厂出力，电网频率波动较小；②在AGC 调节期间，电网频率在（50±0.06）Hz 范围内快速波动，频率波动幅度有所增加，波动周期相较人工调频缩短。

图1 人工调频和AGC 调频曲线对比Fig.1 Comparison of frequency regulation curves by manual method and by AGC

综上所述，在AGC 调节阶段，调频电厂调节量较大，频率波动周期和幅度较大，超调现象明显，电网运行平稳性较差；而人工调频效果较AGC 调节阶段的频率波动带宽更窄，对AGC 系统的控制算法和参数优化调整具有一定的借鉴意义。

1.2 大功率缺失故障下的反向调节现象

故障试验期间，采取“系统功率冲击由小到大、由慢到快”方式，分别进行了电厂机组无故障跳闸和特高压直流短时间升降功率的扰动试验项目。例如，2018 年4 月24 日选取某国调直调电厂单台装机600 MW 机组进行了无故障跳闸试验，其中国调电厂交流出线都作为四川控制区的广义联络线（见图2）。

图2 大功率缺失下的各控制区AGC 电厂出力和频率曲线Fig.2 Frequency and power output curves of power plants controlled by AGC in every control area with large power loss

如图2 所示，故障发生后，西南电网频率瞬时降至49.90 Hz 左右；西南控制区的电厂开始缓慢增加出力，直至频率恢复正常；四川控制区和重庆控制区电厂均出现了较长时间的减出力，即出现恶化频率的反向调节现象，之后开始增出力，最终频率恢复正常，整个过程中频率恢复时间较长。四川和重庆控制区均采用TBC 模式，尤其四川是西南电网的主力调频控制区，其调节的正确性和有效性对于西南电网的频率控制效果至关重要。因此，针对四川控制区电厂和重庆控制区电厂在分别遭受区外大功率缺失故障下的AGC 频率反向调节现象，应详细分析问题产生原因，并对控制模式和策略进行改善和优化。

2 AGC 存在问题机理分析

2.1 AGC 控制模型分析

如附录A 图A1 所示，西南电网由四川、重庆、西藏省级交流电网及四川省级换流站、西南直调发电厂构成，相互之间均采用交流联络线进行互联，各换流站通过直流通道分别连接至西北电网、华东电网以及华中电网。其中，西南、四川、重庆和西藏AGC 控制区分别采用FFC，TBC，TBC 和定联络线控制（flat tie-line control，FTC）模式［19］。

目前，国内外AGC 采用PI 的方式进行控制［12］。考虑互联电网控制性能评价标准（control performance standard，CPS）下，在t 时刻的西南、四川以及重庆控制区的区域总调节需求（area regulation requirement，ARR）计算公式为：

式中：KP为比例增益系数；PACE（t）为t 时刻的ACE值；KI为积分增益系数；t1和t2分别对应于考核周期开始和结束时间点；KCPS为CPS 频率增益系数；f 为实测频率；f0=50 Hz，为额定频率。为了对频率恢复作出贡献，CPS 鼓励各控制区域之间相互支援，通过适当超调使得频率能够尽快恢复。

2.2 日常无故障运行时的频率超调现象分析

在AGC 日常无故障调节下，四川控制区采用式（1）的指令下发方式至受控电厂，根据实际频率和联络线分量计算出ACE，并根据ACE 下发出力指令至四川受控电厂。如图3 所示，选取AGC 调节时的典型时段0～5 s，四川控制区ACE 计算值约为109.35 MW，因四川控制区采用CPS 策略，其总调节需求为-182 MW。重庆控制区ACE 计算值约为37.47 MW，未采取CPS 策略，其总调节需求为-31.5 MW。此阶段四川和重庆控制区共计下发减出力192 MW 和10 MW。故此时的频率越下限主要是由四川控制区电厂大幅度减出力造成的。

图3 四川电厂出力曲线及频率、ACE 曲线Fig.3 Power output curve and frequency,ACE curves of power plants in Sichuan of China

ACE 只是对功率缺额的估算［21］，由于频率偏差系数B 通常选取为最大负荷的百分数，与真实频率响应系数存在偏差，造成ACE 计算结果与实际功率缺额也存在偏差，采用PSD-FDS 模拟了西南电网在不同功率缺额下的频率偏差情况来比较ACE 与真实缺额的偏差情况。在仿真中以1%/min 的速率均匀增加四川、重庆的有功功率，统计西南电网功率缺额、ACE 计算值与系统频率之间的对应关系。仿真对比结果如表1 所示。

表1 ACE 计算值与真实功率缺额偏差Table 1 Deviation between calculated ACE and actual power loss

通过表1 数据和AGC 模型特性分析可知，造成超调现象的原因主要由以下两方面组成。

1）AGC 调节量超过真实功率缺额。由表1 可知，频率分量造成了ACE 计算偏差较大，在（50±0.045）Hz 时四川和重庆ACE 可能存在大于100 MW 的超调功率，而又由于四川启用了CPS 策略，相当于进一步增大了B 系数，再加上积分分量的使用，显著增大了ARR 的绝对值。由图3 可知，下发的总调节量大于系统实际缺额，从而使西南电网频率波动较大。

2）控制环节滞后效应导致超调加剧。由于水锤效应，相比于火电，水电的响应时间更长，尤其在增减出力方向变换的阶段。由图3 可知，在典型时刻，四川控制区电厂的实际出力滞后于ACE 计算时间。当频率波动至下限时，由于出力滞后于ACE 计算的时刻，上一帧减出力的指令还未执行完成，电厂会继续减出力，从而进一步使频率减小。同理，当频率波动至上限时，由于电厂出力的滞后性，将进一步增加出力，从而使频率进一步增大。

2.3 大功率缺失故障下的反向调节现象分析

西南控制区的模式为FFC，其ACE 仅仅与电网频率有关。该ACE 计算公式为：

式中：区域频率偏差系数B 取负值。

四川控制区模式为TBC，兼顾共m 条交流联络线和共n 条特高压直流外送功率和频率的调节，其计算公式为：

式中：PT，i和PT0，i分别为四川电网与西藏电网、重庆电网的第i 条联络线有功功率实测值和有功功率计划值；PDC，j和PDC0，j分别为四川电网第j 条特高压直流外送有功功率实测值和有功功率计划值；规定有功功率送出为正值、受入为负值。

重庆电网的模式为TBC，兼顾共p条交流联络线和电网频率的调节，其ACE 计算公式为：

西藏电网的模式为FTC，兼顾共q 条交流联络线和频率的调节，其计算公式为：

在区外发生大功率缺失故障后，采用TBC 模式的四川和重庆控制区的ACE 及其构成如图4 所示。在控制区外遭受大扰动后4 min 内，四川和重庆控制区ACE 联络线分量值发生正向突变，与频率分量相比占主导，此时ACE 值为正，下发电厂减出力指令，不利于频率恢复；而之后随着ACE 联络线分量减少，四川控制区ACE 频率分量绝对值逐渐占据主导地位，四川控制区电厂开始缓慢增加出力。

图4 四川和重庆控制区ACE 及其分量曲线Fig.4 ACE and its component curves of Sichuan and Chongqing control areas of China

由于水电的一次调频特性，B 系数在西南电网中呈现出的典型非线性特征更为显著，其计算和整定颇具难度，对电网频率控制的影响较大。如图4所示，在四川或重庆控制区外大功率缺失故障下，当频率偏差大于0.06 Hz 时，四川和重庆ACE 的频率分量已经无法填补联络线分量，导致作为非故障区域的四川或重庆控制区的ACE 变为较大的正数，在故障后的大多数时候，电厂未增出力，从而不利于西南电网的频率恢复。除此以外，如果发生了四川或重庆控制区内部故障，故障区域ACE 无法反映真实功率缺额造成欠调，非故障区域的ACE 仍可能为较大正数，从而存在反调现象。

3 AGC 方案优化

根据上述试验和机理分析，总结出西南电网的AGC 调节主要存在五大问题。

1）在四川控制区中，由于采取CPS 策略导致ACE 偏大，故在AGC 日常调节过程中产生超调效果，从而使频率波动较大。

2）四川和重庆控制区中，ARR 计算公式中的积分环节使得调节滞后，故在AGC 日常调节过程中，存在扰动平息时仍向水电厂下发较多的增减调节指令，异步联网方式下西南电网对功率变化敏感性更强，不利于电网平稳运行。

3）四川和重庆控制区的AGC 系统中，ARR 的比例增益系数恒定取1，大型水电厂的响应延迟程度高，比例增益的设定未考虑ACE 计算结果偏大以及控制对象的延迟效应，产生的超调效果加剧了ACE 及电网频率波动。

4）四川和重庆控制区的B 系数呈现出典型的非线性特征，难以准确整定，导致出现反向调节的现象。从安全运行角度出发，需要寻找一种新的控制策略“兜底”，以防止动态过程的反向调节现象。

5）四川控制区联络线较多，导致调度运行操作复杂，尤其涉及多条联络线计划修改时，对ACE 计算正确性产生影响；直流和交流联络线的数据质量参差不齐，任一数据点故障将导致AGC 系统暂停引起失效；外送直流和国调直调电厂均分布在四川电网内部，可通过优化边界划分方式尽可能降低上级管辖设备故障时四川控制区AGC 呈现的反调现象。

针对以上问题，采取以下措施来解决目前西南电网AGC 控制中存在的问题。

1）针对问题1 和2，取消四川控制区的CPS 控制策略；AGC 纯比例调节已经引起超调，积分环节起到的无差调节效果对于AGC 系统不适用，因此，取消西南控制区、四川控制区以及重庆控制区的积分环节。其ARR 计算公式为：

2）由于各控制区的ACE 在不同的区间里，其ARR 下发特性有着不同的要求。故针对问题3，用ACE 的绝对值划分不同的ACE 控制区间，并设定如下划分原则：①将日常负荷变化引起的ACE 波动带宽范围设置为正常区；②考虑较小故障（如小机组跳闸）下引起的ACE 波动量，减少固定基点模式机组的基点功率改变［22］而影响计划执行或者人工控制效果，将其划分为次紧急控制区；③考虑较大故障（如直流闭锁、大型机组跳闸等）引起的ACE 波动量，将其划分为紧急区。结合西南电网异步运行数据统计，划分的阈值和控制区间如表2 所示。

针对正常区、次紧急区和紧急区，需要不同的控制区间分段整定不同的KP以实现不同的控制效果，主要原则为实现小扰动下调节效果的优化，同时不影响大扰动下的控制效率。本文拟通过仿真手段分段整定KP，该内容将在下一章详细介绍。除此以外，各控制区AGC 系统根据频率偏差情况设置“高频禁上、低频禁下”策略，防止日常一次调频和相邻区域的AGC 动态过程造成的偏差而引起本区域AGC 误控，降低大频率偏差下的频率恢复效率。

表2 西南电网ACE 控制区间划分Table 2 Control area division of ACE in Southwest Power Grid

3）针对问题4，修改控制策略和模式。取消在紧急区由西南控制区下发动态ACE 至四川控制区和重庆控制区机制。采取当西南电网频率进入紧急区后，四川控制区和重庆控制区的模式由TBC 模式转化为FFC 模式，消除联络线有功功率对其ACE的影响，从而消除控制区内反向调节现象；而在其他ACE 控制区间内，四川和重庆控制区均保持正常TBC 模式，确保联络线有功功率和频率的稳定。

4）针对问题4 和问题5，为在大功率缺失故障后各控制区AGC 立即投入故障恢复，即防止出现与频率恢复反向的调节，同时降低多条联络线数据质量对AGC 系统稳定性的影响，将简化四川TBC 模式的边界联络线，选取传统的省际联络线（川渝断面）为TBC 模式中的联络线分量。其ACE 计算值为：

式 中：PT，cy，i和PT0，cy，i分 别 为 第i 条 川 渝 联 络 线 有 功功率实测值和计划值。同时，在AGC 控制逻辑中增加川渝断面限值设定功能，若断面负载超过了相应的限值，将禁止相关受控电厂增减出力，防止非故障区在支援故障区频率恢复时川渝断面越限。

综上所述，西南电网AGC 控制策略和模式改进如表3 所示。

表3 AGC 控制策略和模式改进前后对比Table 3 Comparison before and after improving control strategy and mode of AGC

4 仿真验证及实际工程应用

4.1 仿真验证

在中国电力科学研究院有限公司的PSD-FDS上开展仿真验证，采用如附录A 图A1 所示的西南电网异步联网模型，其AGC 控制策略和模式与第3 章改进后的控制策略和模式保持一致。

4.1.1 分段整定KP的仿真分析和设定

正常区、次紧急区和紧急区下的KP需要考虑不同ACE 波动范围的控制要求和电厂的动态调整效果。由于通过公式化方法难以实现，故需结合仿真进行分析和设定。

针对高水电占比的四川电网，要考虑水电非线性调节速率的运行特点，在不同ACE 波动下发挥更好的控制效果；而重庆电网以火电为主，整体调节速率慢，分段保留原KP。

四川控制区的KP分别为0.2，0.5 和1.0 时，对比负荷随机波动下频率的调节效果和电厂出力情况如附录A 图A2 所示。由仿真结果可以看出，正常区采用较小的KP后，AGC 受控电厂的调节量波动程度变小，频率偏差超过0.05 Hz 的情况减少。但当KP过小时，AGC 无法准确跟踪负荷快速爬坡等工况。因此，KP在0.2～0.5 区间内再选取参数进行优化，限于篇幅不再介绍模拟过程。KP改进后与2018 年4 月24 日异步试验期间选用的参数进行仿真效果对比，如表4 所示。

表4 AGC 日常无故障调节频率质量对比Table 4 Comparison of frequency quality regulation of AGC in regular operation

由表4可见，改进后的参数调节效果优于2018年4 月24 日的控制参数［23］。通过仿真模拟效果最终形成的分段KP如表5 所示，KP改进后的频率调节曲线如附录A 图A3 所示。

表5 KP的各ACE 分段整定值Table 5 Setting values of KP in different ACE sections

4.1.2 大功率缺失故障后的模拟效果

结合表3 的优化策略和表4、表5 的整定结果，分别模拟重庆控制区和四川控制区发生跳机故障，2 次故障均损失出力600 MW。

如附录A 图A4（a）所示，当重庆控制区发生机组跳闸时，瞬时损失出力600 MW，四川控制区的电厂持续增加出力300 s 左右，以支援重庆控制区调节，直至频率恢复至50 Hz 左右，无反向调节现象，动作逻辑正确。如图A4（b）所示，当四川控制区发生机组跳闸时，瞬时损失出力600 MW，重庆控制区的电厂持续增加出力270 s 左右，以支援四川控制区调节，直至频率恢复至50 Hz 左右，无反向调节现象，动作逻辑正确。

4.2 实际工程应用

将本文所提出的控制策略和模式的仿真结果用于西南电网异步互联运行工况下包含西南、四川、重庆、西藏控制区的实际AGC 系统中来验证控制效果。

4.2.1 日常无故障运行控制效果

西南控制区投入FFC 模式，四川和重庆控制区仍投入TBC 模式，西藏控制区的AGC 系统退出，并且按3.2 节的改进方案开展西南电网异步试运行。

如附录A 图A5 所示，AGC 控制策略和模式改进后，在西南电网实际异步运行中，AGC 正常投入，频率基本在49.95～50.05 Hz 的范围内波动，且大多在（50±0.03）Hz 的范围内波动，西南控制区的AGC受控电厂未参与日常调节，而作为主力AGC 控制区的四川控制区和重庆控制区ACE 基本随频率变化，无长时间恶化频率的现象发生。

由表6 可知，取异步运行期间四川控制区和重庆控制区的AGC 系统均投入的30 min 内，最大频率为50.056 Hz，最小值为49.948 Hz，无明显的频率越上、下限情况；西南电网频率分别控制在（50±0.1）Hz 和（50±0.07）Hz 以内，电网频率合格率达到100%；频率波动满足国际A 类标准（50±0.05）Hz的时段占比达到99.75%。所有指标均优于改进前的频率质量指标［23］。

4.2.2 大功率缺失故障下的调节效果

西南电网AGC 控制策略与模式优化前，四川和重庆控制区在任何条件下采用TBC 模式控制，理论上可以兼顾电网频率调节和联络线有功稳定。但由于B 系数无法精确整定，不可避免地会引起反向调节现象，导致频率恶化。在西南电网AGC 控制策略和模式优化后，西南电网发生一次真实大功率缺失故障，重庆控制区电厂损失出力2 342 MW，西南电网频率最低降至49.81 Hz 左右，随后西南和四川控制区电厂的AGC 正确动作，将频率恢复至50 Hz左右。

表6 控制策略和模式改进前后的AGC 日常无故障调节频率质量对比Table 6 Frequency quality regulation comparison in regular operation before and after improving control strategy and modes of AGC

如图5（a）所示，发生该大功率缺失故障时，各控制区ACE 均超过了AGC 动作阈值。西南控制区ACE 为负，而四川和重庆控制区在大功率缺失故障下均转为FFC 控制模式，其ACE 均为负。各控制区都能正确反映故障期间的功率缺额。

如图5（b）所示，在四川控制区外大功率缺失故障下，可以看出联络线分量发生了正向较大的突变。对比改进前TBC 模式下的ACE 计算结果和改进后FFC 模式下的ACE 计算结果可知：在TBC 模式下，四川控制区ACE 计算结果为正值，不能反映出四川控制区的实际情况，按照该ACE 下发至电厂会出现反向调节现象，不利于电网频率的恢复；而在FFC 模式下，由于不计入联络线分量，ACE 为负，反映出四川控制区的实际情况，按照该ACE 可以使受控电厂增加出力，有利于电网频率的恢复。

如图5（c）和（d）所示，西南、四川、重庆控制区分别下发指令至各自控制区的电厂增加出力。西南控制区电厂增加出力500 MW 左右，之后由于关联断面潮流接近安全限额不再增加出力；四川控制区电厂增加出力900 MW 左右，之后由于关联断面潮流接近安全限额不再增出力；重庆控制区由于故障后ACE 超过暂停门槛、故障导致部分量测数据异常等原因造成AGC 短时间暂停，恢复正常控制后增加出力400 MW 左右。3 个控制区动作逻辑正确，共计增加出力1 800 MW 左右，作为故障区外的四川控制区未出现反向调节现象，整个过程均有利于频率恢复。

图5 改变AGC 控制策略和模式后的大扰动下ACE、电网频率及电厂出力曲线Fig.5 Frequency,ACE and power output curves after improving control strategy and modes of AGC with large disturbance

5 结语

在西南电网通过直流异步联网运行后，AGC 的控制策略和模式设置不合理易引起正常运行时的频率超调现象；在大功率缺失故障下，由于采用TBC模式后受联络线分量影响，非故障区可能出现反向调节，从而恶化频率。本文综合实际运行和仿真分析，详细分析产生这些问题的机理，对西南电网AGC 控制策略和模式展开研究，主要结论如下。

1）西南电网各控制区的AGC 通过ACE 下发调节功率至该区域电厂，比例增益系数设置不当、CPS控制开关、积分环节延时较大等原因导致了西南电网频率出现波动较大的现象。

2）在遭受大功率缺失故障时，采用TBC 控制模式的非故障控制区ACE 联络线分量为正且占ACE主导地位，以及B 系数整定不准确是导致该控制区电厂反向调频的原因。

3）提出适用于西南电网的AGC 控制策略和模式，具体包括分ACE 区段整定比例增益系数方法、在大功率缺失故障下改变控制模式、简化TBC 模式的联络线划分方案等。

4）相关成果已在西南电网异步运行中应用，有效解决了西南电网AGC 超调引起的频率大范围波动问题，同时能够兼顾大功率缺失故障后频率的快速恢复，西南电网频率质量得到显著提高。

为了保证西南电网在异步联网初期的稳定运行，本文完成了工程化的AGC 方案优化。后续还需要针对运行中的各类问题，继续完善仿真模型、提高仿真精度，并通过仿真开展各类问题的机理研究，指导AGC 方案的进一步优化，为西南电网异步运行的频率稳定性提供理论支撑。另外，B 系数的准确整定和工程化使用方法还有待进一步研究。

附录见本刊网络版（http：//www.aeps-info.com/aeps/ch/index.aspx），扫英文摘要后二维码可以阅读网络全文。