0.   引言

配电网运行方式复杂，容易受环境等因素的影响发生故障，故障状态难以预测。在配电网故障中，单相接地故障占的比重最大。我国中压配电网一般采用小电流方式运行，随着配电网的扩大以及电力电缆的大量使用，线路的对地电容值增大，发生单相接地故障时的故障电流剧增，电弧难以自行熄灭。单相接地故障如果不及时处理，易发展成永久性单相接地故障，且可能引起系统过电压，导致绝缘击穿，造成相间短路^[1-3]。

针对配电网单相接地故障问题，消弧线圈作为一种行之有效的无源消弧措施在配电网中得到广泛应用^[4-7]。目前已有较多文献针对消弧线圈展开深入研究^[8-9]。文献[8]提出了一种连续调节消弧线圈电感的新方法，通过改变晶闸管的导通时间，从而连续改变消弧线圈的等值电感。文献[9]提出了中性点经消弧线圈并联电阻的接地方式，利用电阻抑制过电压。总体来说，这种方式虽然拓扑简单，在一定程度上能补偿单相接地故障电流。但是消弧线圈体积庞大，且长期处于闲置状态，利用率低；其次，消弧线圈只能补偿接地电流中的无功分量，无法补偿有功和谐波分量。

随着电力电子技术的发展，国内外学者对有源消弧方法已有初步研究。相比于无源消弧方法，有源消弧方法可实现接地故障电流的全补偿^[10-11]。文献[12]采用有源逆变器与固定档位消弧线圈配合，通过有源逆变器在系统中性点注入补偿电流，改变电网零序潮流分布，进而控制系统中性点电压。文献[13]提出了基于磁控电抗器和有源补偿器的电磁混合式消弧线圈，快速有效地对接地故障电流进行了全补偿。文献[14]提出了二次侧注入电流的零残流消弧线圈。但以上这些方法都是将有源装置安装在电网中性点处，存在直流侧取电困难和设备利用率低的问题。

对于上述问题，文献[15]提出了基于三相级联H桥变流器的有源消弧方法，该方法将变流器通过电感直接挂接于电网，单相接地故障时注入消弧电流，电网正常时注入无功补偿电流。文献[16]在文献[15]的基础上，研究了发生单相接地故障时稳定直流侧电容电压的方法。文献[17]提出了使用不可控整流装置作为直流源代替直流侧储能电容的方法，补偿了消弧过程中的能量损耗。文献[18]将变流器的中性点引出后经消弧线圈接地，提出了一种改进的消弧结构和方法。以上方法通过将级联H桥变流器接入三相线路上，将无功补偿功能和消弧功能相结合，提高了装置的利用率和实用性。但是对设备耐压提出了更高要求，导致设备的成本变高且模块冗余，设计复杂。

基于现有方案和存在的问题，本文提出了一种兼具接地故障调控与无功补偿能力的多功能并网型变流器(multi-function grid connected inverter，MF-GCI)。本文首先介绍了MF-GCI的拓扑结构和工作原理；其次，详细分析了MF-GCI不同模式下的运行特性；此外，提出了基于有源部分和无源部分协调配合的MF-GCI模态间柔性切换方法。最后，通过仿真和实验验证了所提拓扑结构及功能的正确性和可行性。

1.   MF-GCI拓扑结构

MF-GCI的拓扑结构如图 1所示，MF-GCI采用三单相结构，三相对称分布，各相MF-GCI可独立运行。图中：${\dot E_{\rm{a}}}$、${\dot E_{\rm{b}}}$、${\dot E_{\rm{c}}}$分别为A、B、C三相电网电压；${\dot U_{{\rm{sa}}}}$、${\dot U_{{\rm{sb}}}}$、${\dot U_{{\rm{sc}}}}$分别为A、B、C三相相电压；${\dot I_{\rm{a}}}$、${\dot I_{\rm{b}}}$、${\dot I_{\rm{c}}}$分别为A、B、C三相电网电流；${\dot U_{{\rm{inva}}}}$、${\dot U_{{\rm{invb}}}}$、${\dot U_{{\rm{invc}}}}$分别为A、B、C三相变流器输出电压；${\dot I_{{\rm{ca}}}}$、${\dot I_{{\rm{cb}}}}$、${\dot I_{{\rm{cc}}}}$分别为A、B、C三相变流器的电流；r_A、r_B、r_C分别为A、B、C三相线路对地电阻；C_0A、C_0B、C_0C分别为A、B、C三相线路对地电容；R_f为接地故障过渡电阻。

图  1  MF-GCI拓扑结构

Figure  1.  Topological structure of the MF-GCI

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MF-GCI包括有源变流部分、无源部分和变压器T。有源变流部分由直流侧电容C_dc和脉宽调制(pulse width modulation，PWM)变流器构成，而无源部分是由晶闸管控制的LC滤波器(thyristor controlled LC filter，TCLC)构成。TCLC部分用于补偿系统所需的无功分量，通过控制晶闸管的触发角，可以使TCLC部分等效为一个连续可控的电感或电容，从而降低有源变流器的容量。有源部分用于补偿有功分量以及系统或TCLC结构产生的谐波分量，完善TCLC结构的性能。有源部分和无源部分能够协调配合，实现功能互补。

2.   MF-GCI工作原理

2.1   MF-GCI工作模式分析

MF-GCI有2种工作模式：在电网正常运行时，工作于无功补偿模式；在电网发生单相接地故障时，工作于消弧模式。MF-GCI的TCLC部分用于补偿系统所需的大部分无功功率，降低有源部分的容量。MF-GCI的有源部分用于补偿消弧模式时的有功功率以及谐波分量，从而实现故障电流的全补偿，完善TCLC结构的性能。

TCLC基波电抗变化曲线如图 2所示。其中：α_h为晶闸管的谐振触发角。TCLC承担的功率与触发角α值的选择有关，在无功补偿模式下，α越小TCLC补偿的功率越大，在单相接地模式下，α越大TCLC补偿的功率越大。TCLC补偿的功率越多，变流器部分分担的功率会更少，整体的经济性越好，但如果TCLC补偿的功率过多，触发角α会越靠近谐振触发角，从而导致MF-GCI更容易发生谐振，不利于装置的安全稳定运行。为保证MF-GCI的正常运行同时考虑整体的经济性，需合理设定最大感性触发角α_ind和最大容性触发角α_cap，并控制触发角α分别在α_ind和α_cap处运行。从而使TCLC承担最大无功功率，剩余的功率则由有源部分承担，此时α_ind和α_cap分别对应TCLC最大感抗X_ind(max)和最大容抗X_cap(max)。

图  2  TCLC基波电抗变化曲线

Figure  2.  Fundamental reactance curve of TCLC

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在电网正常运行时，MF-GCI工作于无功补偿模式，MF-GCI在无功补偿期间的功率流向如图 3所示，其中Q_inv为变流器补偿的无功功率；Q_TCLC为TCLC补偿的无功功率；Q_C0为线路对地电容产生的无功功率；Q_L为负荷消耗的无功功率。此时控制触发角为α_cap，功率关系满足：

图  3  无功补偿期间的功率流向图

Figure  3.  Equivalent circuit diagram during reactive power compensation

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无源部分TCLC补偿的无功功率Q_TCLC为

线路对地电容产生的无功功率Q_C0为

根据式(1)—(3)可计算得变流器承担的无功功率Q_inv为

在此工作模式下，控制晶闸管的触发角α使TCLC等效为一个电容C_eq，进而降低有源部分输出无功功率的大小。

MF-GCI工作在无功补偿模式时的相量关系如图 4所示。在电网正常运行期间，三相MF-GCI都投入运行，以实现无功补偿功能。现以A相为例进行说明，电压和电流关系满足：

图  4  无功补偿模式相量图(以A相为例)

Figure  4.  Phasor diagram of reactive power compensation mode (taking A-phase as an example)

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A相MF-GCI注入的补偿电流${\dot I_{{\rm{ca}}}}$超前A相电压90°。在此期间，TCLC部分需呈容性，使其承受一个较大的且滞后${\dot I_{{\rm{ca}}}}$补偿电流90°的电压${\dot U_{{\rm{TCLCa}}}}$，从而降低A相变流器的输出电压${\dot U_{{\rm{inva}}}}$，达到降低有源部分容量的效果。

在电网发生单相接地故障时，MF-GCI工作于柔性消弧模式，MF-GCI在柔性消弧期间的功率流向如图 5所示，其中P_inv为变流器补偿的有功功率；P_C0为线路对地电阻消耗的有功功率。

图  5  柔性消弧期间的功率流向

Figure  5.  Equivalent circuit diagram during flexible arc extinction

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此时控制触发角为α_ind，功率关系满足：

假设A相发生单相接地故障，非故障相B、C相变流器注入消弧电流，此时系统需要补偿的有功功率P_C0和无功功率Q_C0分别为

TCLC部分承担的无功功率Q_TCLC为

联立式(7)—(10)可计算得变流器分担的有功功率P_inv和无功功率Q_inv为

在此工作模式下，控制晶闸管的触发角α使TCLC等效为一个电感L_eq。TCLC结构可以承担消弧期间所需要的部分感性无功功率，进而降低了有源变流器的容量，有功功率和剩余无功功率则由有源部分承担。

MF-GCI工作在消弧模式时的相量关系如图 6所示。单相(A相)接地故障期间，MF-GCI的非故障相(B、C相)投入运行，注入消弧电流，以抑制故障相电压为零(${\dot U_0} = - {\dot E_{\rm{a}}}$)，从而实现消弧。现以B相为例进行说明，电压和电流关系满足：

图  6  消弧模式相量图(以B相为例)

Figure  6.  Phasor diagram of arc extinction mode (taking B-phase as an example)

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B相MF-GCI注入的消弧电流${\dot I_{{\rm{cb}}}}$滞后B相电压90°。在此期间，TCLC部分需呈感性，使其承受一个较大的且超前${\dot I_{{\rm{cb}}}}$补偿电流90°的电压${\dot U_{{\rm{TCLCb}}}}$，从而降低B相变流器的输出电压${\dot U_{{\rm{invb}}}}$，达到降低有源部分容量的效果。

2.2   MF-GCI动作逻辑

MF-GCI的动作流程如图 7所示。对地参数测量和故障判断方法请分别参照文献[16]和文献[17]所述，本文不做过多阐述。在配电网正常运行时，MF-GCI工作在无功补偿模式，此时调节触发角α使TCLC呈现容性。测量负载侧的电压和电流，计算得到MF-GCI所需产生的无功补偿电流。通过控制电路使装置发出满足要求的无功功率，实现无功补偿的目的。当检测到配电网发生单相接地故障时，MF-GCI工作在消弧模式，此时调节触发角α使TCLC呈现感性。在故障发生的初始时刻，计算需要注入的补偿电流，通过控制电路让MF-GCI分相注入补偿电流。一段时间后减少注入的补偿电流，如果中性点电压随之下降，则说明故障消除，反之则说明故障仍然存在，此时需要隔离故障馈线。

图  7  MF-GCI动作流程

Figure  7.  Action flow chart of MF-GCI

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3.   MF-GCI模式间柔性切换方法

当配电网发生单相接地故障，MF-GCI从无功补偿模式切换为消弧模式时，有源、无源部分的阻抗特性存在着动态调整^[19-22]。在调整的过程中，极易引起TCLC电压和变流器输出电压分配的不均衡，进而严重威胁MF-GCI的安全运行。

未采用模式间柔性切换策略的MF-GCI运行波形如图 8所示。在t₀~t₁期间，MF-GCI工作在无功补偿模式，此时TCLC呈现容性；在t₁时刻发生单相接地故障，MF-GCI的有源部分和无源部分同时动作；在t₁~t₂期间，MF-GCI切换为消弧模式，此时TCLC呈现感性；在t₂时刻，故障消除，MF-GCI的有源部分和无源部分同时动作，此时MF-GCI又切换到无功补偿模式，TCLC呈容性。

图  8  未采用模式间柔性切换策略的MF-GCI运行波形

Figure  8.  MF-GCI operation waveform without flexible switching strategy between modes

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图 9为MF-GCI有源部分闭锁时的电路，MF-GCI闭锁有2种方式：上桥臂IGBT(V₁和V₂)导通，下桥臂IGBT(V₃和V₄)关断；上桥臂IGBT (V₁和V₂)关断，下桥臂IGBT(V₃和V₄)导通。上述2种闭锁方式均可使变流器输出电压为零。

图  9  MF-GCI有源部分闭锁电路

Figure  9.  MF-GCI active part locking circuit diagram

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根据TCLC基频等效阻抗波形，在不同模式进行切换时，阻抗不能瞬间调整到稳定值。从无功补偿模式切换到消弧模式时，TCLC的阻抗逐渐增大。从消弧模式切换到无功补偿时，TCLC的阻抗先增大后减小。最终，变流器的输出电压经过阻抗的调节过程达到稳定。如果按照理想的动作逻辑，MF-GCI从无功补偿模式切换到消弧模式的过程中，变流器输出电压将瞬间升高，会对变流器的安全运行造成严重影响。

为解决上述问题，本文提出了MF-GCI模式间柔性切换方法，选择上桥臂导通的闭锁方式。通过观察变流器输出电压暂态冲击的时间，在发生单相接地故障时，将MF-GCI的有源部分闭锁一段时间。本文选择最大感性和容性触发角分别为117°和135°，根据文献[23]和文献[24]对TCLC动态特性的分析，计算得到TCLC进入稳态所需的工频周期数N=1，结合TCLC基频等效阻抗变化波形，最终选择闭锁时间为1个工频周期(Δt= 0.02s)。采用模式间柔性切换策略的MF-GCI运行波形如图 10所示。在t₁时刻，将MF-GCI进行闭锁，t₁~t₂为闭锁期间，此时MF-GCI不注入电流，TCLC进行阻抗调节。

图  10  采用模式间柔性切换策略的MF-GCI运行波形

Figure  10.  MF-GCI operation waveform using flexible switching strategy between modes

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在经过Δt的闭锁时间后，TCLC阻抗调节基本完成，此时MF-GCI注入消弧电流，变流器输出电压恢复到稳态值。MF-GCI模式间的柔性切换方法有效解决了MF-GCI在模式切换时变流器输出电压瞬间上升的问题，保证了MF-GCI的安全运行。

4.   不同消弧方案的对比

为更好体现MF-GCI性能的优越性，本节将MF-GCI与文献[12]、文献[15]所提消弧方案进行对比，3种方案的有源部分容量、设备利用率、直流侧电压、损耗和成本对比情况如图 11所示。

图  11  不同方案对比

Figure  11.  Comparison of different schemes

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在有源部分容量方面，MF-GCI的无源部分采用TCLC结构，当工作在无功补偿模式时，TCLC部分等效为电容，承担大部分的容性无功功率；当工作在消弧模式时，TCLC部分等效为电感，承担大部分的感性无功功率，有效降低了有源部分容量。总体来说，相比于文献[12]和文献[15]所提方案的有源部分容量更低。

在设备利用率方面，文献[12]所提方案只有在电网发生单相接地故障时起到消弧的功能。当电网正常运行时不起作用，文献[12]所提方案的设备利用率低，且长期处于闲置的状态。MF-GCI和文献[15]所提方案能够实现“一机多用”，在电网发生单相接地故障时能实现消弧功能，在电网正常运行时实现无功补偿功能，设备利用率高。

在直流侧电压方面，MF-GCI的无源部分TCLC在无功补偿模式和消弧模式分别承受容性电压和感性电压，降低了变流器输出电压。相比于文献[12]和文献[15]所提方案，MF-GCI的直流侧电压更低。

对于损耗而言，变流器的损耗主要包括：IGBT的开关损耗和IGBT的传输损耗。

IGBT(单管)的开关损耗可表示为

式中：f_sw为开关频率；E_swon为开通损耗(包含二极管反向恢复损耗)；E_swoff为关断损耗(包含二极管反向恢复损耗)；I_CP为流过的电流峰值；I_CN为IGBT额定电流；U_CEN为IGBT的额定电压；U_dc为直流侧电压。

IGBT(单管)的传输损耗可以表示为

式中：m为调制比；cos取最大值1；U_CEO为门槛电压；r_CE为通态电阻。

从式(14)(15)可以看出，IGBT的开关损耗和直流侧电压成正比，IGBT的传输损耗随变流器输出电流的增加而增加。在相同工况下，3种方案的输出电流相同，因此IGBT的传输损耗相同。文献[15]所提方案直流侧电压比MF-GCI和文献[12]所提方案高，因此IGBT开关损耗越大。

对于成本而言，变流器的成本为

式中：C_cost为变流器的总成本；C_costIGBT为IGBT的成本；C_{costDC_Cap}为直流电容的成本；C_costPassive为无源部分的成本。

文献[15]所提方案的IGBT需要更高的耐压等级，整体成本大幅增加。相比于文献[15]所提方案而言，MF-GCI虽然增加了TCLC部分，但是直流电压、变流器整体容量和器件参数都明显降低，且同一电压等级下的TCLC相比IGBT成本小很多，故变流器的总成本小。

5.   仿真验证

为验证本文拓扑结构及功能的有效性和可行性，在MATLAB/Simulink仿真平台中搭建了仿真模型进行仿真分析，仿真参数如表 1所示。

表  1  MF-GCI仿真参数

Table  1.  Simulation parameters of MF-GCI

参数名称	取值
配电网线电压/kV	10
线路对地电容C0/μF	7
接地故障过渡电阻Rf/Ω	100
TCLC电感L1/mH	20
TCLC电容C1/mF	0.2
滤波电感L2/mH	50
变压器T变比n	1∶2
负载阻抗ZL/Ω	110
负载功率因数cosϕ	0.7
直流侧电压Udc/V	3500

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5.1   电网正常工况仿真

电网正常运行时的仿真波形如图 12所示。在0~0.3s期间MF-GCI未投入运行，在0.3~0.8s期间MF-GCI工作于无功补偿模式。

图  12  电网电压正常工况仿真

Figure  12.  Simulation of grid voltage under normal conditions

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电网电压E_b和电流I_b波形如图 12(a)所示。如图所示，E_b=5774V，I_b=35.4A，且电网电压和电流同相位，由此表明MF-GCI具有良好的无功补偿效果。

A、B、C三相MF-GCI向电网注入的电流I_ca、I_cb、I_cc波形如图 12(b)所示。此时MF-GCI向电网注入无功补偿电流，补偿负载侧的无功功率。

B相TCLC电压U_TCLCb和电流I_cb波形如图 12(c)所示。可以看出，TCLC电容电压滞后注入电流90°，说明控制触发角α使TCLC部分的等效阻抗呈现容性，TCLC工作在容性微调模式，此时TCLC可以等效为一个电容。

B相变压器一次侧电压U_sb1、B相变流器输出电压基波分量U_invb1和B相TCLC电压基波分量U_TCLCb1波形如图 12(d)所示。可以看出，由于TCLC部分相当于电容，能够承受近1400V的容性电压，使得变流器输出电压只有3000V左右，从而较好地减少了变流器所需的直流侧电压。

5.2   单相接地故障工况仿真

单相接地故障工况的仿真如图 13所示。在0.8~0.9s期间，MF-GCI工作于无功补偿模式，0.9s时配电网发生单相接地故障(以A相发生单相接地故障为例)，0.9~0.92s期间MF-GCI闭锁，0.9~1.3s期间，MF-GCI工作于消弧模式，1.3s接地故障消除，MF-GCI又工作于无功补偿模式。

图  13  单相接地故障工况仿真

Figure  13.  Simulation of single phase to ground fault condition

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故障电流I_g波形如图 13(a)所示。在0.9s时电网发生A相接地故障，在0.9~0.92s期间MF-GCI闭锁，此时TCLC进行阻抗调整。在0.902s时A相MF-GCI退出运行，非故障相(B相、C相)MF-GCI立即动作注入消弧电流。从图中可以看出，在0.92s注入消弧电流后，故障电流降低至0，表明MF-GCI有效抑制了单相接地故障，实现了故障消弧。

B相电网电压E_b和电流I_b波形如图 13(b)所示。在无功补偿期间，B相电网电压和电流同相位，在消弧期间，B相电网电压超前电流相位，在接地故障消失后，MF-GCI又切换为无功补偿模式。

A、B、C三相MF-GCI注入电流I_ca、I_cb、I_cc波形如图 13(c)所示。可以看出，故障相MF-GCI不注入电流，非故障相(B相和C相)注入消弧电流，即I_ca=0，I_cb=I_cc=21.9A。

B相TCLC电压U_TCLCb和电流I_cb波形如图 13(d)所示。可以看出，TCLC电容电压超前注入电流90°，说明控制触发角α使TCLC部分的等效阻抗呈感性，TCLC工作在感性微调模式，此时TCLC可以等效为一个电感。

B相变压器一次侧电压U_sb1、B相变流器输出电压基波分量U_invb1和B相TCLC电压基波分量U_TCLCb1波形如图 13(e)所示。从图中可以看出，在消弧期间，TCLC部分相当于电感，能够承受近4100V的感性电压，变流器输出电压约为3000V。即使在接地故障期间，非故障相电压上升到$\sqrt 3$倍的大小，由于无源部分能够承受一个大的感性电压，变流器的输出电压能够依然维持在较低的水平，变流器的直流侧仍可采用较低的电压等级。同时，在闭锁期间内，变流器输出电压降至零。在经过0.02s的闭锁时间后，变流器输出电压恢复到稳态值。从而有效避免了MF-GCI从无功补偿模式切换为消弧模式时变流器输出电压瞬间上升，保证了MF-GCI的运行安全。

6.   实验验证

基于第5节的仿真模型，搭建RT-LAB硬件在环的半实物仿真平台。图 14为MF-GCI运行的实验波形图。

图  14  MF-GCI运行实验波形

Figure  14.  Experimental waveform of MF-GCI operation

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由图 14(a)可见，当发生单相接地故障时，MF-GCI工作于消弧模式，此时，故障相电压U_g和故障电流I_g被抑制为0，实现了消弧的功能。

由图 14(b)可见，当电网正常运行时，MF-GCI工作在无功补偿模式，此时B相电网电压和电流同相位，实现了无功补偿的功能。

由图 14(c)可见，在无功补偿模式和消弧模式下，MF-GCI分别承受容性电压和感性电压。在闭锁期间，变流器输出电压降低为0，使变流器的输出电压维持在较低的水平，降低了MF-GCI有源部分的容量。

7.   结论

针对现有配电网接地故障消弧装置存在的设备利用率低下、容量要求高等突出问题，本文提出了一种兼具接地故障调控与无功补偿能力的多功能并网型变流器，结论如下：

1）MF-GCI能够同时实现无功补偿功能和柔性消弧功能，大幅提高了设备的利用率和实用性。

2）本文中的TCLC结构可以等效为一个连续可控的电感或电容。当装置工作于无功补偿模式或柔性消弧模式时，TCLC结构上可以承担一个较大的容性或感性电压，有效降低有源变流器的容量和直流侧电压等级，从而降低了设备成本。

3）本文分析了MF-GCI模式间的柔性切换方法，有效解决了MF-GCI在模式切换时变流器输出电压瞬间上升的问题，保证了MF-GCI的安全运行。MF-GCI还可以通过灵活调控补偿有功分量和谐波分量，实现对故障电流的全补偿。后续的工作中将对故障电流的全补偿和直流侧电容电压的稳定问题展开深入研究。

4）本文初步验证了MF-GCI拓扑结构及功能的正确性、可行性和有效性，后续作者将重点关注复杂工况下MF-GCI的优化运行与参数设计相关问题，为其走向工程应用提供理论支撑。