本公开涉及一种多直流馈入区域电网频率紧急控制策略仿真方法及其系统。
背景技术：
维持电力系统的频率稳定是电力系统安全稳定运行的主要目标。大规模电网的多区域互联、交直流混联运行等给电力系统频率稳定带来了新的挑战。随着我国电网一体化特征不断凸显，直流跨区域输送容量持续增大，交直流、送受端电网耦合关系日益密切，故障对电网的影响由局部转为全局。最近的电网运行数据表明，特高压直流闭锁故障容易引起互联电网的频率稳定问题。例如，2015年9月19日21：58，锦苏特高压直流双极因直流分压器电路板间隙被击穿导致线路欠压保护动作，锦苏直流双极闭锁，受端电网损失功率4900mw。事故后，系统频率快速跌落，经过12s，华东电网频率从49.97hz跌至最低49.563hz，为近10年来首次跌破49.8hz。故障后通过机组一次调频和自动发电控制(automaticgenerationcontrol，简称为agc)的作用，系统频率得到恢复。由于馈入直流容量占比逐渐增大，电网同步转动惯量逐渐减小，这导致的系统稳定调节能力不断弱化，单回直流闭锁就有可能触发低频减载动作，这使得电网的频率稳定受到严峻考验。
针对特高压直流闭锁后的电网频率稳定问题，目前的频率紧急协调控制系统主要由协控运行主站、多直流协调控制系统、负荷控制系统、抽蓄切泵控制系统四大部分组成，以实现直流协调控制、安控切抽蓄机组、负荷控制等功能。具体在确定低频减载策略时有学者利用sfr模型及其扩展模型整定低频减载，可一定程度上反应调速系统作用，但该线性模型无法完全反应旋转备用的影响，在实际应用中的效果尚待研究。还有学者在研究系统频率控制策略时将系统频率动态简化为解析的指数模型以整定低频减载，因而利用传统方法整定低频减载简单易行，但是由于模型过于简化且未能与直流调制、切泵其他频率控制措施统筹协调，使得整定方案较为粗糙。现行直流闭锁安控措施针对单一直流闭锁整定，对严重故障方式下多回直流相继闭锁等问题考虑不足，可能造成严重故障形式下调制措施量不足而造成负荷的大量损失，难以满足电网安全稳定运行的需要。
技术实现要素：
为了实现上述发明目的，本发明采取如下技术方案：
本发明提供了一种多直流馈入区域电网频率紧急控制策略仿真方法，该方法包括以下步骤：
步骤1：建立指定运行方式下的多直流馈入区域电网仿真数据模型，并确定频率紧急控制策略的启动值fr，延时tr，以及区域电网要求的频率恢复值为fs；建立多直流馈入区域电网出现低频现象的故障集；
步骤2：仿真分析预定故障下区域电网频率下跌情况，若频率和延时满足相应条件，则启动频紧急控制，转入步骤3；若频率和延时不满足相应条件，则仿真分析下一个预定故障；
步骤3：确定区域电网直流调制量、切泵切负荷执行量，按照最大可执行量形成单个措施组成的频率紧急控制策略表，仿真分析预定故障下采取单个措施的频率恢复效果。
步骤4：若单个措施下的恢复频率不满足相应条件，仿真分析预定故障下采取组合措施的频率恢复效果，并按频率恢复值和措施执行量进行优选排序，形成该指定方式下频率紧急控制策略表。
所述步骤1中频率紧急控制策略的启动值fr＝fs+r，其中，r为裕度量，fs为低频减载基本轮第一轮设定值和特殊轮第一轮设定值中较大者。
所述步骤1中故障集中包含的故障包括以下故障中的一种或多种：单回直流单极或双极闭锁故障、多回直流同时双极闭锁故障、多回直流不同间隔时间相继双极闭锁故障、电厂全停故障等。
所述步骤2中仿真监视预定故障下区域电网实时频率f、以及f低于fr的持续时间t，启动频率紧急控制应同时满足以下判据：
1)f＜fr；
2)t＞tr。
所述步骤3中单个频率紧急控制措施包括：
1)馈入直流：以2小时1.05倍过负荷能力提升非故障直流受入功率；
2)馈入直流：以3秒1.2倍过负荷能力提升非故障直流受入功率；
3)馈入直流：以分钟级1.1倍持续过负荷能力提升非故障直流受入功率；
4)送出直流：控制送出直流功率紧急降落，最低可降至额定功率的10％；
5)联切故障省份电泵和负荷；
6)联切整个区域电网电泵或负荷。
所述步骤3包括以下步骤：
步骤3-1：确定各个控制措施的最大可执行量分别为：以2小时1.05倍过负荷能力提升非故障直流受入功率量p1、以3秒1.2倍过负荷能力提升非故障直流受入功率p2、以分钟级1.1倍持续过负荷能力提升非故障直流受入功率p3、控制送出直流功率紧急降落至最大值p4、故障省份电泵和负荷可切量p5、整个区域电网电泵和负荷可切量p6；
步骤3-2：仿真计算预设故障下，当电网频率跌落至fr，延时tr，启动频率紧急控制，分别采取措施1～6(执行量按各措施最大执行量考虑，即p1～p6)，频率的最低值fmin1～fmin6，频率的恢复值fs1～fs6；
步骤3-3：判断fmin1～fmin6和fs1～fs6是否同时满足以下条件：
1)fmin1～fmin6是否大于低频减载第一轮设定值；
2)fs1～fs6是否大于fs；
步骤3-4：若措施i满足步骤3-3判据，则将措施i置于可执行措施集合q1中；若不满足，则将措施i置于不可执行措施集合q2中；
步骤3-5：若q1≠空集，则将集合q1中的各措施频率恢复值和措施总的执行量进行优选排序，频率恢复值越大、措施执行量越小，措施越优先考虑；若q1＝空集，则转入步骤4。
所述步骤4中考虑直流调制和联切电泵/负荷的组合措施，组合措施包括：
1)以2小时1.05倍过负荷能力提升非故障直流受入功率，同时联切故障省份电泵和负荷；
2)以3秒1.2倍过负荷能力提升非故障直流受入功率，同时联切故障省份电泵和负荷；
3)以分钟级1.1倍持续过负荷能力提升非故障直流受入功率，同时联切故障省份电泵和负荷；
4)控制送出直流功率紧急降落，同时联切故障省份电泵和负荷。
计算预定故障下，采取各组合措施的频率恢复效果，最后形成按频率恢复值和措施执行量经过优选排序后的可执行措施集合q1，即某典型方式下区域电网频率紧急控制策略表。对于不同的运行方式，可按照上述步骤分别形成对应方式下的频率紧急控制策略表。
与现有技术相比，本发明的有益效果在于：
1.本发明充分考虑了多直流馈入区域电网发生多同直流同时或相继闭锁故障下，分别执行单回直流闭锁安控措施，不足以解决受端电网频率失稳的问题。建立了包括单回直流单/双极闭锁、多回直流同时或不同间隔时间相继闭锁、电厂全停等严重故障形式在内的频率失稳问题故障集，充分考虑了严重功率缺额引起受端电网可能出现的频率失稳问题。
2.本发明综合考虑了包括馈入、送出直流调制、切泵、切负荷等多种控制手段，通过实际电网数据仿真，明确了各种措施之间的执行量的协调配合关系。依据本发明提出的各种频率紧急控制措施优先次序及执行量确定方法，能够确保在受端电网出现频率问题时不切或尽可能少切负荷。
3.本发明提出的频率紧急控制策略由频率状态量触发，基于实际电网数据仿真计算得出，对电网不同的运行工况具有良好的适应性。
附图说明
为了更完整地理解本公开及其优势，现在将参考结合附图的以下描述，其中：
图1示意性示出了根据本公开实施例的2018年华中电网枯大方式潮流图；
图2示意性示出了根据本公开实施例的多直流馈入区域电网频率紧急控制策略仿真方法的流程图；
图3示意性示出了根据本公开实施例的天中8000mw闭锁安控拒动仅靠低频减载动作的频率曲线图；以及
图4示意性示出了根据本公开实施例的天中8000mw闭锁安控拒动采取组合措施2后的频率曲线图；以及
图5示意性示出了根据本公开另一实施例的多直流馈入区域电网频率紧急控制策略仿真方法的流程图。
具体实施方式
以下，将参照附图来描述本公开的实施例。但是应该理解，这些描述只是示例性的，而并非要限制本公开的范围。此外，在以下说明中，省略了对公知结构和技术的描述，以避免不必要地混淆本公开的概念。
在此使用的术语仅仅是为了描述具体实施例，而并非意在限制本公开。在此使用的术语“包括”、“包含”等表明了所述特征、步骤、操作和/或部件的存在，但是并不排除存在或添加一个或多个其他特征、步骤、操作或部件。
在此使用的所有术语(包括技术和科学术语)具有本领域技术人员通常所理解的含义，除非另外定义。应注意，这里使用的术语应解释为具有与本说明书的上下文相一致的含义，而不应以理想化或过于刻板的方式来解释。
在使用类似于“a、b和c等中至少一个”这样的表述的情况下，一般来说应该按照本领域技术人员通常理解该表述的含义来予以解释(例如，“具有a、b和c中至少一个的系统”应包括但不限于单独具有a、单独具有b、单独具有c、具有a和b、具有a和c、具有b和c、和/或具有a、b、c的系统等)。在使用类似于“a、b或c等中至少一个”这样的表述的情况下，一般来说应该按照本领域技术人员通常理解该表述的含义来予以解释(例如，“具有a、b或c中至少一个的系统”应包括但不限于单独具有a、单独具有b、单独具有c、具有a和b、具有a和c、具有b和c、和/或具有a、b、c的系统等)。本领域技术人员还应理解，实质上任意表示两个或更多可选项目的转折连词和/或短语，无论是在说明书、权利要求书还是附图中，都应被理解为给出了包括这些项目之一、这些项目任一方、或两个项目的可能性。例如，短语“a或b”应当被理解为包括“a”或“b”、或“a和b”的可能性。
附图中示出了一些方框图和/或流程图。应理解，方框图和/或流程图中的一些方框或其组合可以由计算机程序指令来实现。这些计算机程序指令可以提供给通用计算机、专用计算机或其他可编程数据处理装置的处理器，从而这些指令在由该处理器执行时可以创建用于实现这些方框图和/或流程图中所说明的功能/操作的装置。
因此，本公开的技术可以硬件和/或软件(包括固件、微代码等)的形式来实现。另外，本公开的技术可以采取存储有指令的计算机可读介质上的计算机程序产品的形式，该计算机程序产品可供指令执行系统使用或者结合指令执行系统使用。在本公开的上下文中，计算机可读介质可以是能够包含、存储、传送、传播或传输指令的任意介质。例如，计算机可读介质可以包括但不限于电、磁、光、电磁、红外或半导体系统、装置、器件或传播介质。计算机可读介质的具体示例包括：磁存储装置，如磁带或硬盘(hdd)；光存储装置，如光盘(cd-rom)；存储器，如随机存取存储器(ram)或闪存；和/或有线/无线通信链路。
本公开的实施例提供了一种多直流馈入区域电网频率紧急控制策略仿真方法及其系统。该方法包括步骤1：建立指定运行方式下的多直流馈入区域电网仿真数据模型，并确定频率紧急控制策略的启动值fr、延时tr和区域电网要求的频率恢复值fs，以及建立多直流馈入区域电网出现低频现象的故障集；步骤2：仿真分析预定故障下区域电网频率下跌情况，其中，若频率和延时满足相应条件，则启动频紧急控制，转入步骤3，若频率和延时不满足相应条件，则仿真分析下一个预定故障；步骤3：确定区域电网直流调制量、切泵切负荷执行量，按照最大可执行量形成单个措施组成的频率紧急控制策略表，仿真分析预定故障下采取单个措施的频率恢复效果；以及步骤4：若单个措施下的恢复频率不满足相应条件，仿真分析预定故障下采取组合措施的频率恢复效果，并按频率恢复值和措施执行量进行优选排序，形成该指定方式下频率紧急控制策略表。
2018年枯大方式，特高压长治～南阳～荆门送电至河南、湖北，再转送至湖南、江西、西南电网。四、五月桃花汛期间，湖南电网存在外送需求。典型潮流如图1所示，从图中可以看出：
(1)长南线南送功率约5300mw，豫鄂断面南送约6100mw，鄂湘断面北送约810mw，鄂赣断面南送约3000mw，渝鄂背靠背送渝约3000mw；
(2)华中外送直流功率为13160mw，华中受入直流功率为17160mw。
运用本发明提供的多直流馈入区域电网频率紧急控制策略仿真方法，可以制定华中电网频率紧急控制安控策略，以用于解决特高压长南线解列后华中东四省频率稳定问题，如图2所示，该方法可以包括下述步骤：
步骤s201，建立指定运行方式下的多直流馈入区域电网仿真数据模型，并确定频率紧急控制策略的启动值fr、延时tr和区域电网要求的频率恢复值fs，以及建立多直流馈入区域电网出现低频现象的故障集。
在该步骤中频率紧急控制策略的启动值fr＝fs+r，其中，r为裕度量，fs为低频减载基本轮第一轮设定值和特殊轮第一轮设定值中较大者。
在该步骤中故障集中包含的故障包括以下故障中的一种或多种：单回直流单极或双极闭锁故障、多回直流同时双极闭锁故障、多回直流不同间隔时间相继双极闭锁故障、电厂全停故障等。
步骤s202，仿真分析预定故障下区域电网频率下跌情况，其中，若频率和延时满足相应条件，则启动频紧急控制，转入步骤s203，若频率和延时不满足相应条件，则仿真分析下一个预定故障。
在该步骤中仿真监视预定故障下区域电网实时频率f、以及f低于fr的持续时间t，启动频率紧急控制应同时满足以下判据：
1)f＜fr；
2)t＞tr。
步骤s203，确定区域电网直流调制量、切泵切负荷执行量，按照最大可执行量形成单个措施组成的频率紧急控制策略表，仿真分析预定故障下采取单个措施的频率恢复效果。
在该步骤中单个频率紧急控制措施可以包括：
1)馈入直流：以2小时1.05倍过负荷能力提升非故障直流受入功率；
2)馈入直流：以3秒1.2倍过负荷能力提升非故障直流受入功率；
3)馈入直流：以分钟级1.1倍持续过负荷能力提升非故障直流受入功率；
4)送出直流：控制送出直流功率紧急降落，最低可降至额定功率的10％；
5)联切故障省份电泵和负荷；
6)联切整个区域电网电泵和负荷。
该步骤可以包括以下步骤：
步骤3-1：确定各个控制措施的最大可执行量分别为：以2小时1.05倍过负荷能力提升非故障直流受入功率量p1、以3秒1.2倍过负荷能力提升非故障直流受入功率p2、以分钟级1.1倍持续过负荷能力提升非故障直流受入功率p3、控制送出直流功率紧急降落至最大值p4、故障省份电泵和负荷可切量p5、整个区域电网电泵和负荷可切量p6；
步骤3-2：仿真计算预设故障下，当电网频率跌落至fr，延时tr，启动频率紧急控制，分别采取措施1～6(执行量按各措施最大执行量考虑，即p1～p6)，频率的最低值fmin1～fmin6，频率的恢复值fs1～fs6；
步骤3-3：判断fmin1～fmin6和fs1～fs6是否同时满足以下条件：
1)fmin1～fmin6是否大于低频减载第一轮设定值；
2)fs1～fs6足否大于fs；
步骤3-4：若措施i满足步骤3-3判据，则将措施i置于可执行措施集合q1中；若不满足，则将措施i置于不可执行措施集合q2中；
步骤3-5：若q1≠空集，则将集合q1中的各措施频率恢复值和措施总的执行量进行优选排序，频率恢复值越大、措施执行量越小，措施越优先考虑；若q1＝空集，则转入步骤s204。
步骤s204，若单个措施下的恢复频率不满足相应条件，仿真分析预定故障下采取组合措施的频率恢复效果，并按频率恢复值和措施执行量进行优选排序，形成该指定方式下频率紧急控制策略表。
在该步骤中考虑直流调制和联切电泵/负荷的组合措施，组合措施包括：
1)以2小时1.05倍过负荷能力提升非故障直流受入功率+联切故障省份电泵和负荷；
2)以3秒1.2倍过负荷能力提升非故障直流受入功率+联切故障省份电泵和负荷；
3)以分钟级1.1倍持续过负荷能力提升非故障直流受入功率+联切故障省份电泵和负荷；
4)控制送出直流功率紧急降落+联切故障省份电泵和负荷。
计算预定故障下，采取各组合措施的频率恢复效果，最后形成按频率恢复值和措施执行量经过优选排序后的可执行措施集合q1，即某典型方式下区域电网频率紧急控制策略表。对于不同的运行方式，可按照上述步骤分别形成对应方式下的频率紧急控制策略表。
以下将结合图1所示的2018年枯大方式为例，详细阐述本发明。
步骤1：建立2018年枯大极限方式下“三华+两北”电网仿真数据模型，西南电网与华中东四省异步运行，华中东四省受入直流功率分别为：天中双极8000mw、祁韶双极8000mw、灵宝双极1100mw；送出直流功率分别为：龙泉～政平双极3000mw、团林～枫泾双极3000mw、葛南双极1160mw、华新双极3000mw、渝鄂柔直3000mw、三峡送南网3000mw。
设定华中电网低频减载基本轮第一轮设定值为49hz，特殊轮第一轮设定值为49.25hz，由此将华中电网频率紧急控制的频率恢复目标值设为49.25hz，启动值设为49.5hz，延时设为0.2s。
形成引起华中东四省出现低频的严重故障集：
(1)天中直流8000mw闭锁，安控拒动；
(2)祁韶直流8000mw闭锁，安控拒动；
(3)天中、祁韶直流16000mw同时闭锁，安控正确动作(天中安控量按照三峡速降2000mw+切河南负荷3700mw考虑；祁韶直流安控量按照三峡速降2000mw+切湖南负荷3940mw考虑，但由于三峡直流不能速降两次，所以仅能切湖南负荷3940mw)；
(4)天中8000mw先闭锁，间隔5s、10s、15s后祁韶直流8000mw闭锁，安控均正确动作。
步骤2：以严重故障天中直流8000mw双极闭锁，安控拒动为例，建立本发明提供的频率紧急控制策略生成步骤。
天中8000mw双极闭锁，安控拒动，仅依靠低频减载动作方式，长南线1.74s快解动作，解列后华中东四省频率下降至49.5hz的时间约为2.72s，频率曲线如图3所示。华中东四省功率缺额8000+5300＝13300mw，功率缺额达到9.7％。
低频减载动作两个轮次，基本轮第一轮切除7965mw，特殊轮第一轮切除3075mw，总计切除11040mw负荷。
天中8000mw双极闭锁，安控拒动故障后，特高压长南线解列，华中东四省频率下降至49.5hz以下，且频率低于49.5hz的时间超过0.2s，启动频率紧急控制，转入步骤3。
步骤3：确定区域电网直流调制量、切泵切负荷执行量，按照最大可执行量形成单个措施组成的频率紧急控制策略表，仿真分析严重故障下采取单个措施的频率恢复效果。具体包括以下步骤：
步骤3-1：首先建立单个措施组成的初始频率紧急控制策略集：
1)送出直流：三峡直流速降2000mw；
2)联切故障省份电泵和负荷，即切河南负荷3700mw；
3)联切整个区域电网电泵或负荷，即切华中东四省负荷7640mw。
步骤3-2：仿真分析分别采用初始频率紧急控制策略集中三项措施后的频率最低值和频率恢复值。
步骤3-3：经判断三项单个措施下频率指标均不满足要求。
步骤3-4：q1＝空集。
步骤3-5：转入步骤4。
步骤4：考虑直流调制和联切电泵/负荷的组合措施，该组合措施可以包括：
1)三峡直流速降2000mw+联切河南负荷3700mw；
2)三峡直流速降2000mw+联切华中东四省负荷5250mw。
经仿真分析，采用组合措施1仍不能使华中东四省频率指标满足要求。采用组合措施2后，频率最低值为49.2hz，频率恢复值为49.58hz，期间低频减载不动作，满足频率要求，频率曲线如图4所示。即确定组合措施2为2018年枯大方式下大中8000mw双极闭锁，安控拒动故障的频率紧急控制策略。
由仿真结果可见，该频率紧急控制策略较低频减载方案可减少切负荷比例约52％，即5800mw。按照此步骤，可以建立不同运行方式下不同严重故障对应的频率紧急控制策略表。
本发明充分考虑到现行直流闭锁安控措施针对单一直流闭锁整定，可能造成多回直流同时或相继闭锁故障下调制措施量不足而造成负荷大量损失的问题。所提出的多直流馈入区域电网频率紧急控制策略由实际电网运行频率状态量触发，仿真方法能全面评估采用送出或受入直流调制、联切本省或区域电网电泵和负荷单个或组合控制措施下的频率恢复效果，并按频率恢复值和措施执行量对满足条件的措施集合进行优选排序，形成不同运行方式下频率紧急控制策略表，能够确保在受端电网出现频率问题时不切或尽可能少切负荷。
图5示意性示出了根据本公开另一实施例的多直流馈入区域电网频率紧急控制策略仿真方法的流程图。如图5所示，该仿真方法包括如下步骤：
步骤s501，建立多直流馈入区域电网仿真数据模型、频率紧急控制启动参数以及研究故障集；
步骤s502，判断该故障下是否启动频率紧急控制，其中，若否，则跳回步骤s501，若否，则转到步骤s503；
步骤s503，按照最大可执行量形成直流调制、联切电泵/负荷单个措施组成的频率紧急控制初始策略表；
步骤s504，仿真分析严重故障下执行策略表中各个措施的频率恢复效果；
步骤s505，判断频率恢复效果是否满足相应条件，其中，若否，则跳回步骤s506，若否，则转到步骤s507；
步骤s506，考虑直流调制和联动电泵/负荷的组合措施，形成调整后的频率紧急控制策略表；以及
步骤s507，按各措施的频率恢复值和执行量进行优选排序，形成该方式下最终频率紧急控制策略表。
本发明还提供了一种多直流馈入区域电网频率紧急控制策略仿真系统，该系统包括：创建模块，用于建立指定运行方式下的多直流馈入区域电网仿真数据模型，并确定频率紧急控制策略的启动值fr、延时tr和区域电网要求的频率恢复值fs，以及建立多直流馈入区域电网出现低频现象的故障集；仿真分析模块，用于仿真分析预定故障下区域电网频率下跌情况，其中，若频率和延时满足相应条件，则启动频紧急控制，转入步骤3，若频率和延时不满足相应条件，则仿真分析下一个预定故障；确定模块，用于确定区域电网直流调制量、切泵切负荷执行量，按照最大可执行量形成单个措施组成的频率紧急控制策略表，仿真分析预定故障下采取单个措施的频率恢复效果；以及处理模块，用于在单个措施下的恢复频率不满足相应条件时，仿真分析预定故障下采取组合措施的频率恢复效果，并按频率恢复值和措施执行量进行优选排序，形成该指定方式下频率紧急控制策略表。
进一步地，作为一种可选的实施例，频率紧急控制策略的启动值fr＝fs+r，其中，r为裕度量，fs为低频减载基本轮第一轮设定值和特殊轮第一轮设定值中较大者。
进一步地，作为另一种可选的实施例，所述故障集中包含的故障包括以下故障中的一种或多种：单回直流单极或双极闭锁故障；多回直流同时双极闭锁故障；多回直流不同间隔时间相继双极闭锁故障；以及电厂全停故障。
可以理解的是，创建模块、仿真分析模块、确定模块、以及处理模块可以合并在一个模块中实现，或者其中的任意一个模块可以被拆分成多个模块。或者，这些模块中的一个或多个模块的至少部分功能可以与其他模块的至少部分功能相结合，并在一个模块中实现。根据本发明的实施例，创建模块、仿真分析模块、确定模块、以及处理模块中的至少一个可以至少被部分地实现为硬件电路，例如现场可编程门阵列(fpga)、可编程逻辑阵列(pla)、片上系统、基板上的系统、封装上的系统、专用集成电路(asic)，或可以以对电路进行集成或封装的任何其他的合理方式等硬件或固件来实现，或以软件、硬件以及固件三种实现方式的适当组合来实现。或者，创建模块、仿真分析模块、确定模块、以及处理模块中的至少一个可以至少被部分地实现为计算机程序模块，当该程序被计算机运行时，可以执行相应模块的功能。
本领域技术人员可以理解，本公开的各个实施例和/或权利要求中记载的特征可以进行多种组合或/或结合，即使这样的组合或结合没有明确记载于本公开中。特别地，在不脱离本公开精神和教导的情况下，本公开的各个实施例和/或权利要求中记载的特征可以进行多种组合和/或结合。所有这些组合和/或结合均落入本公开的范围。
最后应当说明的是：以上实施例仅用以说明本发明的技术方案而非对其限制，尽管参照上述实施例对本发明进行了详细的说明，所属领域的普通技术人员应当理解：依然可以对本发明的具体实施方式进行修改或者等同替换，而未脱离本发明精神和范围的任何修改或者等同替换，其均应涵盖在本发明的权利要求范围当中。