一种基于大数据配电网可开放容量计算方法、系统及终端与流程

1.本发明属于配电网数据处理技术领域，尤其涉及一种基于大数据配电网可开放容量计算方法、系统及终端。


背景技术：

2.配电网可开放容量评估是电网规划及运维管理的一个热点和难点。配电网设备装接负荷或者新能源过多容易造成配电网的重过载运行，产生安全隐患、可靠供电等问题；配电网设备装接负荷或者新能源较少又容易导致轻载运行，设备利用率低，浪费电力资源。
4.通过上述分析，现有技术存在的问题及缺陷为：
5.(1)现有技术中，在配电网设备分布式电源最大接纳能力计算中，对于电源最大接入容量数据分析准确度低，不能为实际运行提供技术支持。
6.(2)现有技术中，配电网设备、配电系统开放容量计算中，不能综合分析变电站、中压线路、配变开放容量的上下级约束，分析需求侧管理削减的可中断负荷、分布式电源及储能接入配电系统带来的开放容量，使得电力系统的有源配电网可开放容量获得的数据准确度低，不能不能为实际运行提供理论支持，而且使得设备利用率以及电力资源利用率差。


技术实现要素：

7.为克服相关技术中存在的问题，本发明公开实施例提供了一种基于大数据配电网可开放容量计算方法、系统及终端。本发明针对配电网可开放容量计算上的难点，提出配电网可开放容量计算方法和实证分析，为配电网可开放容量的计算方法提供理论支撑和案例应用，科学指导多元化负荷和新能源的有序接入。
8.所述技术方案如下：一种基于大数据配电网可开放容量计算方法包括以下步骤：
9.s1，以分布式电源接入容量最大为目标，综合分析配电网设备的供电能力、功率因数、n-1、负载率、最大负荷、电压偏差、谐波电流、短路电流边界条件，构建多个数学模型；进行配电网设备分布式电源最大接入容量计算；
10.s2，基于构建的配电网设备分布式电源最大接入容量计算数学模型，综合分析变电站、线路、配变开放容量的上下级约束，分析需求侧管理削减的可中断负荷、分布式电源及储能接入配电系统带来的开放容量；并基于常规情况下配电设备、配电系统可开放容量，构建多个数学模型，进行新型电力系统下的配电网设备开放容量计算。
11.在一个实施例中，在步骤s1中，所述进行配电网设备分布式电源最大接入容量计算包括配变对分布式电源最大接纳能力计算，计算公式为：
12.p
pbf-p
pbmin
＝α
pbrpb
δ
pb
[0013][0014]
式中，p
pbf
为10kv配变最大接入分布式电源的容量；p
pbmin
为10kv配变基准年最小负荷日负荷；α
pb
为10kv配变负载率，一般取值小于等于80％；r
pb
为10kv 配变容量；δ
pb
为10kv
配变功率因数，一般取0.9；u
pbf
为接入分布式电源后配变低压侧母线电压；u
pbn
为配变低压侧母线电压。
[0015]
在一个实施例中，在步骤s1中，所述进行配电网设备分布式电源最大接入容量计算还包括线路对分布式电源最大接纳能力计算，计算公式为：
[0016][0017][0018]
式中，p
zxlf
为10kv线路最大接入分布式电源的容量；p
zxlmin
为10kv线路基准年最小负荷日负荷；u
zxln
为10千伏标称电压；i为10kv线路安全电流；δ
zxl
为功率因数，取0.95；α
zxl
为10kv线路的最大负载率，单联络线路取值50％、两联络线路取值66.67％、三联络线路取值75％、单辐射线路取值80％。
[0019]uzxlif
为每段10kv线路接入分布式电源后的电压，i为10kv线路分段，一般小于等于5。
[0020]
在一个实施例中，在步骤s1中，所述进行配电网设备分布式电源最大接入容量计算还包括高压变电站对分布式电源最大接纳能力计算，计算公式为：
[0021]
p
gbf-p
gbmin
＝α
gbrgb
δ
gb
[0022]ixz
＞im[0023][0024]ixzh
＞ih[0025]
式中，p
gbf
为高压变电站最大接入分布式电源的容量；p
zxlmin
为高压变电站基准年最小负荷日负荷；α
gb
为高压变电站满足n-1情况下最大负载率；δ
gb
为高压变电站功率因数，取0.98；r
gb
为高压变电站容量；i
xz
为系统母线短路电流；im为允许的短路电流值；u
gbf
为高压变电站接入后的电压值；u
gbn
为高压变电站标称电压值；i
xzh
为第h谐波电流值；ih为gb/t14549规定的第h谐波电流限值。
[0026]
在一个实施例中，在步骤s2中，综合分析配变开放容量的上下级约束，分析需求侧管理削减的可中断负荷、分布式电源及储能接入配电系统带来的开放容量，包括：
[0027]
结合分布式电源、储能的因素，配变开放容量计算公式为：
[0028][0029]
式中，k
xpb
为考虑灵活资源的10kv配变开放容量；α
pb
为10kv配变最大负载率，一般取值为80％；r
pb
为10kv配变容量；δ
pb
为10kv配变功率因数，一般取 0.9；p
pb
为10kv配变已有最大负荷；p
pbfc
为10kv配变最大负荷情况下的分布式电源出力；p
pbc
为10kv配变最大负荷情况下储能削减负荷能力。
[0030]
在一个实施例中，在步骤s2中，综合分析线路开放容量的上下级约束，分析需求侧管理削减的可中断负荷、分布式电源及储能接入配电系统带来的开放容量，包括：
[0031]
结合分布式电源、储能的因素，线路开放容量计算公式如下：
[0032][0033]
式中，k
zxl
为10kv线路开放容量；u
zxln
为10kv线路标称电压；i为10kv线路安全电流；δ
zxl
为功率因数，一般取0.95；α
zxl
为10kv线路的最大负载率，单联络线路取值50％、两联络线路取值66.67％、三联络线路取值75％、单辐射线路取值80％；p
zxl
为10kv线路的已有最大负荷；p
zxlfc
为10kv线路最大负荷情况下的分布式电源出力；p
zxlc
为10kv线路最大负荷情况下储能削减负荷能力。
[0034]
在一个实施例中，在步骤s2中，综合分析变电站开放容量的上下级约束，分析需求侧管理削减的可中断负荷、分布式电源及储能接入配电系统带来的开放容量，包括：
[0035]
结合分布式电源、储能的因素，变电站开放容量计算公式如下：
[0036][0037]
式中，k
gb
为高压变电站开放容量；α
gb
为高压变电站最大负载率；δ
gb
为高压变电站功率因数，一般取0.98；r
gb
为高压变电站容量；p
gb
为高压变电站已有最大负荷；p
gbfc
为高压变电站最大负荷情况下的分布式电源出力；p
gbc
为高压变电站最大负荷情况下储能削减负荷能力。
[0038]
在一个实施例中，在步骤s1前还需进行：对常规情况下配变、线路及变电站的功率因数、n-1、负载率、负荷的选取进行分析，构建数学模型，确定常规情况下配电网设备开放容量计算方法。
[0039]
本发明的另一目的在于提供一种基于大数据配电网可开放容量计算系统，包括：
[0040]
常规情况下配电网设备开放容量计算模块，用于对常规情况下配变、线路及变电站的功率因数、n-1、负载率、负荷的选取进行分析，构建数学模型，确定常规情况下配电网设备开放容量计算方法；
[0041]
配电网设备分布式电源最大接纳能力计算模块，用于以分布式电源接入容量最大为目标，综合分析配电网设备的供电能力、功率因数、n-1、负载率、最大负荷、电压偏差、谐波电流、短路电流边界条件，构建多个数学模型；进行配电网设备分布式电源最大接入容量计算；
[0042]
基于构建的配电网设备分布式电源最大接入容量计算数学模型，用于综合分析变电站、线路、配变开放容量的上下级约束，分析需求侧管理削减的可中断负荷、分布式电源及储能接入配电系统带来的开放容量；并基于常规情况下配电设备、配电系统可开放容量，构建多个数学模型，进行新型电力系统下的配电网设备开放容量计算。
[0043]
本发明的另一目的在于提供一种信息数据处理终端，所述信息数据处理终端用于实现于电子装置上执行时，提供用户输入接口以实施所述的基于大数据配电网可开放容量计算方法。
[0044]
结合上述的所有技术方案，本发明所具备的优点及积极效果为：
[0045]
第一、针对上述现有技术存在的技术问题以及解决该问题的难度，紧密结合本发明的所要保护的技术方案以及研发过程中结果和数据等，详细、深刻地分析本发明技术方
案如何解决的技术问题，解决问题之后带来的一些具备创造性的技术效果。具体描述如下：
[0046]
本发明创新性地提出配电网设备分布式电源最大接入容量计算方法，以分布式电源接入容量最大为目标，综合分析配电网设备的供电能力、功率因数、 n-1、负载率、最大负荷、电压偏差、谐波电流、短路电流等边界条件，构建数学模型，提出配电网设备分布式电源最大接入容量计算方法。本方法结合系统仿真，合理预测配电网设备分布式电源最大接入容量，提升了预测精度，同时避免了分布式光伏接入过大造成的电压、电流越限等问题，保障了配电系统安全稳定运行。
[0047]
本发明创新性地提出配电网设备、配电系统开放容量计算方法；综合分析变电站、中压线路、配变开放容量的上下级约束，分析需求侧管理削减的可中断负荷、分布式电源及储能接入配电系统带来的开放容量，基于常规情况下配电设备、配电系统可开放容量，构建数学模型，提出面向新型电力系统的有源配电网可开放容量计算方法。本发明综合考虑灵活资源的协调互动，合理预测了配电网的可开放容量，科学指导多元化负荷和新能源的有序接入；同时提升配电网建设投资的精度，避免系统备用容量的浪费，实现配电系统提质增效。
[0048]
第二、把技术方案看作一个整体或者从产品的角度，本发明所要保护的技术方案具备的技术效果和优点，具体描述如下：
[0049]
本发明结合大规模新能源(尤其是分布式电源)接入配电网对其运行特性产生的影响，基于影响因素分析方法分析配电网可开放容量与间隔资源、容量资源、网架结构、运行约束、灵活性资源等的内在关系，结合配电设备、配电系统可开放容量的数学模型、计算流程以及数据需求，将成果固化形成相应的计算原则，有效指导基层开展配电网可开放容量的计算；并选取典型区域开展实证应用，为配电网可开放容量的选取提供支撑。
附图说明
[0050]
此处的附图被并入说明书中并构成本说明书的一部分，示出了符合本公开的实施例，并与说明书一起用于解释本公开的原理。
[0051]
图1是本发明实施例提供的基于大数据配电网可开放容量计算方法流程图；
[0052]
图2是本发明实施例提供的基于大数据配电网可开放容量计算方法原理图；
[0053]
图3是本发明实施例提供的10kv配变可接入最大分布式电源容量计算方法流程图；
[0054]
图4是本发明实施例提供的10kv线路可接入最大分布式电源容量计算流程图；
[0055]
图5是本发明实施例提供的高压变电站可接入最大分布式电源容量计算流程图；
[0056]
图6是本发明实施例提供的水力发电厂典型出力曲线示意图；
[0057]
图7是本发明实施例提供的光伏电厂典型出力曲线示意图；
[0058]
图8是本发明实施例提供的风力发电厂典型出力曲线示意图；
[0059]
图9是本发明实施例提供的基于大数据配电网可开放容量计算系统示意图；
[0060]
图10是本发明实施例提供的配变可接入分布式光伏仿真系统图；
[0061]
图11是本发明实施例提供的线路可接入分布式光伏仿真系统图；
[0062]
图12是本发明实施例提供的变电站可接入分布式光伏仿真系统图图；
[0063]
图中：1、常规情况下配电网设备开放容量计算模块；2、配电网设备分布式电源最
大接纳能力计算模块；3、新型电力系统下的配电网设备开放容量计算模块。
具体实施方式
[0064]
为使本发明的上述目的、特征和优点能够更加明显易懂，下面结合附图对本发明的具体实施方式做详细的说明。在下面的描述中阐述了很多具体细节以便于充分理解本发明。但是本发明能够以很多不同于在此描述的其他方式来实施，本领域技术人员可以在不违背本发明内涵的情况下做类似改进，因此本发明不受下面公开的具体实施的限制。
[0065]
一、解释说明实施例：
[0066]
如图1所示，本发明实施例提供一种基于大数据配电网可开放容量计算方法包括以下步骤：
[0067]
s101，构建数学模型，确定常规情况下配电网设备开放容量计算方法；
[0068]
对常规情况下配变、线路及变电站的功率因数、n-1、负载率、负荷的选取进行分析，构建数学模型，确定常规情况下配电网设备开放容量计算方法；
[0069]
s102，以分布式电源接入容量最大为目标，综合分析配电网设备的边界条件，构建多个数学模型；
[0070]
以分布式电源接入容量最大为目标，综合分析配电网设备的供电能力、功率因数、n-1、负载率、最大负荷、电压偏差、谐波电流、短路电流边界条件，构建多个数学模型；进行配电网设备分布式电源最大接入容量计算；
[0071]
s103，基于构建的数学模型，分析需求侧管理削减的开放容量，进行新型电力系统下的配电网设备开放容量计算。
[0072]
基于构建的配电网设备分布式电源最大接入容量计算数学模型，综合分析变电站、线路、配变开放容量的上下级约束，分析需求侧管理削减的可中断负荷、分布式电源及储能接入配电系统带来的开放容量；并基于常规情况下配电设备、配电系统可开放容量，构建多个数学模型，进行新型电力系统下的配电网设备开放容量计算。
[0073]
实施例1
[0074]
本发明实施例提供的基于大数据配电网可开放容量计算方法包括以下步骤：
[0075]
本发明实施例通过分析新能源发展情况、配网对新能源的接纳能力及配电网可开放容量已有的分析成果，传统配电网可开放容量的计算方法及其存在的不足，指明新型电力系统下配电网的可开放容量计算模型的改进方向。
[0076]
针对大规模分布式电源接入配电网，提对配电网运行特性产生的影响；根据配电网潮流优化结果，基于影响因素分析方法分析配电网可开放容量与间隔资源、容量资源、网架结构、运行约束、灵活性资源等的内在关系，为配电网可开放接入容量的选取提供理论依据。
[0077]
基于配电网可开放容量影响因素，分别分析线路和配变接入负荷和分布式电源的开放容量计算方法，提出相应的数学模型、计算流程以及数据需求。其中，负荷接入主要分析n-1通过率和重过载情况等约束条件；光伏接入主要分析电压偏差、网络损耗、谐波、三相不平衡等约束条件。
[0078]
基于配电设备开放容量计算方法，统筹分析配电网现状、新能源规划及电网规划信息，构建配电系统可开放容量评估模型；提评估模型优化求解方法，得到配电系统开放容
量及系统运行模拟结果；根据配电系统可开放容量计算流程，提需求数据的获取和整合方法。
[0079]
梳理配电网可开放容量标准计算数据需求，从配电网设备最大负载率、电压偏差、谐波电流允许值等方面分析计算原则，依据相关数据及原则，应用有源配电网综合分析系统工具进行仿真，并计算出配电网设备可开放容量典型结果。
[0080]
本发明实施例选取典型区域，对结果开展实证应用，验证结果的科学性、有效性和实用性。
[0081]
下面结合具体分析内容对本发明的技术方案作进一步描述
[0082]
实施例2
[0083]
(一)配电网可开放容量影响因素分析
[0084]
1.新能源接入对配电网的影响
[0085]
接入配电网的新能源一般为分布式电源，分布式电源通常是指发电功率在数千瓦至数十兆瓦的小型模块化、分散式、布置在用户附近的高效、可靠的发电单元。分布式电源种类众多，主要包括：光伏发电、风力发电、生物质能发电、微型燃气轮机以及各种蓄能技术等。此外，新兴的潮汐发电、波浪能发电等也将成为未来分布式电源的重要组成部分。
[0086]
2.分布式电源接入对配电网的影响
[0087]
大量的分布式电源接入配电网后，配电网运行结构发生的改变，由传统的单一辐射式向双向潮流的改变，而且电源点可能遍至配电网网络的每个节点，而且随着政策激励，分布式电源规模发展迅速，在配电网系统中的渗透率也是显著提升，由随性小规模向成片规模化发展，这对配电网系统的电压水平、网络损耗等方面带来影响。
[0088]
3.多元负荷接入对配电网的影响
[0089]
不可控负荷、可调负荷、可控负荷、新兴多元化负荷对配电网均有影响。
[0090]
4.储能接入对配电网的影响
[0091]
储能配置方法、储能充放电对配电网均有影响、。
[0092]
5.配电网可开放容量影响因素
[0093]
现有分析方法包括：层次分析法、鱼骨图分析法。
[0094]
6.配电网可开放容量影响因素分析
[0095]
结合到分布式电源、多元负荷、储能大量接入对配电网的影响，配电网可开放容量影响因素可从安全可靠、清洁低碳、灵活高效、开放互动四方面分析。
[0096]
7、本发明实施例首先从新能源接入对配电网的影响开展分析，分布式电源类型主要分为风电、光伏、生物质、微型燃气轮机及燃料电池，分布式电源接入配电网的影响主要表现在对电压和无功调节、电能质量、继电保护等方面。
[0097]
其次，从多元化负荷接入对配电网的影响开展分析，多元化负荷类型主要分为不可控负荷、可调负荷、可控负荷及新兴多元化负荷，多元化负荷接入配电网的影响主要表现在需要优化控制电网运行、实时治理电能质量、灵活高效开展需求侧管理。
[0098]
然后，从储能接入配电网的影响开展分析，储能配置目的主要分为平抑波动、能量管理、提高配电网可靠性，储能接入配电网的影响主要表现在对电源侧调峰调频、消纳新能源，对电网侧调节有功无功、减少过流风险、削峰填谷、提升可靠性，对用户侧解决供电问题、提高可靠性、提升经济性。
[0099]
最后，进行配电网可开放容量影响因素分析，通过层次分析法将影响因素分为安全可靠、清洁低碳、灵活高效、开放互动四方面，并通过鱼骨图分析法分析具体影响因素，构建配电网可开放容量影响因素体系。
[0100]
(二)下面结合配电网设备开放容量计算方法对本发明技术方案作进一步描述
[0101]
1.常规情况下配电网设备开放容量计算方法
[0102]
常规情况下，配电网设备开放容量计算主要分为10kv配变开放容量、10kv 线路开放容量及高压变电站三级配电网设备的开放容量计算。其中：10kv配变开放容量应不大于10kv线路开放容量，10kv线路开放容量不大于高压变电站开放容量。常规情况下影响配电网设备开放容量的因素主要为负载率、供电能力、功率因数、负荷等。
[0103]
2.常规情况下10kv配变开放容量计算方法
[0104]
常规情况下10kv配变不能重载运行，10kv配变最大负载率可达到80％，故10kv配变开放容量计算公式如下：
[0105][0106]
式中，k
pb
为10kv配变开放容量；α
pb
为10kv配变最大负载率，一般取值为 80％；r
pb
为10kv配变容量；δ
pb
为10kv配变功率因数，一般取0.9；p
pb
为10kv 配变已有最大负荷。
[0107]
3.常规情况下10kv线路开放容量计算方法
[0108]
常规情况下10kv线路开放容量计算公式如下：
[0109][0110]
式中，k
zxl
为10kv线路开放容量；u
zxln
为10kv线路标称电压；i为10kv线路安全电流；δ
zxl
为功率因数，一般取0.95；α
zxl
为10kv线路的最大负载率，单联络线路取值50％、两联络线路取值66.67％、三联络线路取值75％、单辐射线路取值80％；p
zxl
为10kv线路的已有最大负荷。
[0111]
4.常规情况下高压变电站开放容量计算方法
[0112]
4.1高压变电站主变最大负载率计算方法
[0113]
(1)变电站典型联络模型
[0114]
变电站典型联络模型是指将不同的变电站站内主变配置与不同的互联变电站座数进行组合，并用10kv线路将变电站进行联络所形成的供电模型。根据国家电网公司《配电网典型供电模式分析》，在同一供电模块中，变电站的任意一台主变仅与对侧站的其中一台主变相互联络。该联络模式结构清晰，转供明确，所需线路少，在满足“n-1”的条件下设备理论负载率高。因此，建立的联络模型可以这种对称联络结构为基础.
[0115]
综上所述，以对称联络结构为基础，选取变电站站内主变台数为2～3台， 10kv线路为单联络、两联络和三联络建立典型联络模型。
[0116]
同时，本发明选取的互联变电站座数为2～4座。当同一供电块有更多的变电站时，可将已建立的典型联络模型进行扩展。例如，对于n座变电站环形供电的情况来说，每座站只与相邻的两座变电站有联络，可归入三座变电站互联的典型变电站联络模型。
[0117]
为简化分析层次，将变电站典型联络模型中的互联变电站座数和站内主变配置两个维度合并，形成“变电站—主变”(m
×
n)的组合模式，“变电站—主变”(m
×
n)的组合模式有六种：2
×
2、2
×
3、3
×
2、3
×
3、4
×
2、4
×
3。
[0118]
变电站站内主变联络关系和变电站联络模型中的主变配置、变电站座数共同影响变电站主变负载率。因此，对于一定的变电站组合模式，只要确定了变电站站内电气主接线方式，就可以计算出变电站主变的理想负载率。
[0119]
通过分析国内城市变电站电气主接线形式可知，当前高压变电站中主变配置通常为2～3台。
[0120]
站内低压侧主接线形式介绍如下：
[0121]
当高压变电站内为双主变配置时，其站内低压侧一般采用单母分段接线模式；
[0122]
在该接线模式下，站内任意一台主变故障，其所带负荷可通过母联开关转移到站内另外一台主变上。
[0123]
当高压变电站内为三主变配置时，其站内低压侧可采用单母四分段接线模式；
[0124]
在该接线模式下，若站内不装设自切连跳装置，当中间一台主变故障时，其所带负荷可以通过两侧的主变共同转带，但当两边的主变故障时，只能由中间一台主变进行负荷转带。若站内装设了自切连跳装置，当站内任意一台主变故障时，其他两台主变能均分故障主变的负荷。
[0125]
当高压变电站内为三主变配置时，其站内低压侧也可采用单母六分段接线模式；
[0126]
在该接线模式下，站内任意一台主变故障时，其所带的负荷可以都均分给站内其他两台主变。因此，有三台主变时，有自切连跳装置的母线四分段接线同母线六分段环式接线情况相同，当站内任意一台主变故障时，其所带的负荷都能均分给站内其他两台主变。
[0127]
(2)变电站主变最大负载率取值
[0128]
若需满足主变“n-1”校验，则故障主变有直接与间接两种转移方式。所谓直接转移方式，即将所带负荷转移给与它直接相连的同站与异站主变；所谓间接转移方式，即利用同站主变的过载能力，将过载部分的负荷转移给与其有站间联络关系的主变。两种转移方式的最终状态均应使得任意主变不过载。
[0129]
以3
×
2典型变电站联络模型为例，假设1号主变故障，则直接转移方式即为：将其所带负荷转给直接与其联络的2号、3号和5号主变；间接转移方式即为：利用2号主变的过载能力(假设过载系数为1.3)，将2号主变过载部分的负荷(不超过30％)转给与其直接联络的4号和6号主变。满足主变“n-1”校验的主变合理负载率计算方法的基本思想是：在考虑直接转移方式时，非故障主变平分故障主变负荷后不过载，由此计算所有主变的负载率；在考虑间接转移方式时，则需同时计及同站主变过载系数在故障主变负荷转带过程中的瓶颈作用。
[0130]
典型模型下主变理想负载率计算方法(基于典型联络模型的高压变电站主变最大负载率计算方法)包括：
[0131]
a.1主变直接转移和间接转移
[0132]
本发明构建变电站典型联络模型，并计算典型模型下的主变负载率，首先分析在满足主变“n-1”原则下的主变负载率。
[0133]
定义1直接转移：所谓直接转移，指的是当对某台主变作“n-1”校验时，该主变所带
负荷只考虑通过一次开关动作转移至与该主变直接有联络关系的各台主变上。
[0134]
定义2间接转移：所谓间接转移，指的是当对某台主变作“n-1”校验时，该主变先进行一次转供，将所带负荷转移至站内和站间与之有直接联络的主变上；站内主变如果过载，则需将过载的部分负荷转移至站间与之有联络的其他主变上。
[0135]
当1号主变故障时，直接转移就是通过与1号主变直接相连的2、3、5号主变将1号主变的负荷转出。假设通过2、3、5号主变转出的负荷达到2号和3 号额定负荷后1号主变仍有负荷没有转出。间接转移就是与1号主变同站的2 号主变在满足主变过载能力的前提下，将1号主变剩余转给4号和6号主变。
[0136]
典型变电站联络模型满足以下几个条件：
[0137]
(1)变电站中各主变容量s相同，且站内主变间互联，即双主变变电站站内低压侧采用单母分段接线，三主变变电站站内低压侧采用单母六分段环式接线。
[0138]
(2)变电站站间联络通道相同，且能够满足转供容量的需求。
[0139]
(3)站间联络的主变采用直接转移；站内联络的主变考虑过载系数k＝1.3 时，由于主变只能允许短时过载，则应采用间接转移将过载部分的负荷转移到站间有联络的主变上，且在主变故障后，所有负荷转移完成后，除故障主变的其他主变都达到额定负载。
[0140]
a.2计算方法
[0141]
基于典型联络模型的主变最大负载率计算方法以配电网简化网络拓扑结构为例，详细介绍基于典型联络模型的主变最大负载率计算方法。
[0142]
1)确定变电站主变联络关系矩阵
[0143]
根据上述变电站主变联络关系，如果两个变电站之间有联络则记为1，如果两个变电站之间没有联络，则记为0，则建立6行6列的矩阵。
[0144]
根据上述矩阵情况表，a变电站1号主变与a变电站2号主变、b变电站1 号主变、c变电站1号主变有联络，与b变电站2号主变、c变电站2号主变无联络。
[0145]
2)某台主变故障参与负荷转带的主变容量矩阵
[0146]
如果不考虑率10kv线路的联络容量和主变短时过载运行，则某台主变故障参与负荷转带的主变容量序列＝变电站主变联络关系矩阵
×
带有主变容量的斜角矩阵。
[0147]
以a变电站1号主变为中心的联络组团为例，a变电站1号主变与a变电站 2号主变、b变电站1号主变、c变电站1号主变有联络，则a变电站1号主故障，则参与负荷转带的主变容量分别为a变电站2号主变、b变电站1号主变、 c变电站1号主变。
[0148]
3)联络组团最大负载率矩阵
[0149]
当某一主变发生故障时，将其负荷转移到其联络组团中的其他主变中，则该联络组团最大负载率＝联络组团失去某一台主变的总容量除以联络组团的总容量。
[0150]
以a变电站1号主变为中心的联络组团为例，当a变电站1号主变发生故障时，a变电站1号主变为中心的联络组团的最大负载率为0.7814。
[0151]
4)联络组团的负荷转带矩阵
[0152]
联络组团的负荷转带可根据联络组团最大负载率计算出来，例如当a变电站1号主变故障时，其需向a变电站2号主变转移的负荷＝a变电站2号主变容量
×
(1-联络组团最大负载率)，其需向b变电站1号主变转移的负荷也是上述计算方法。
[0153]
以a变电站1号主变为中心的联络组团为例，当a变电站1号主变发生故障时，a变电
站2号主变、b变电站1号主变、c变电站1号主变分别转带其8.74、 8.74、13.78mw负荷。
[0154]
5)考虑主变短时过载运行130％限制的二次转供负荷矩阵
[0155]
a变电站1号主变故障时可将负荷转带给a变电站2号主变，再由a变电站 2号主变二次专供给b变电站1号主变和c变电站1号主变。
[0156]
a变电站1号主变故障时，b变电站1号主变转供负荷＝(主变短时过载负载率-1)
×
a变电站1号主变容量乘/a变电站1号主变故障可转带的主变总台数，c变电站1号主变转供负荷也是上述的计算方法。
[0157]
以a变电站1号主变为中心的联络组团为例，当a变电站1号主变发生故障时，b变电站1号主变、c变电站1号主变可二次转供负荷均为6mw。
[0158]
6)考虑主变联络线路容量限制的负荷矩阵
[0159]
考虑主变之间的站内联络和主变之间10kv线路联络容量，考虑主变联络线路容量限制的负荷矩阵
[0160]
以a变电站1号主变为中心的联络组团为例，当a变电站1号主变发生故障时，a变电站2号主变可为其转带转供负荷为40mw。
[0161]
7)修正的负荷转带矩阵
[0162]
综合考虑联络组团的负荷转带矩阵、主变短时过载运行130％限制的二次转供负荷矩阵和考虑主变联络线路容量限制的负荷矩阵的最小值，即为修正的负荷转带矩阵。
[0163]
以a变电站1号主变为中心的联络组团为例，当a变电站1号主变发生故障时，a变电站2号主变、b变电站1号主变、c变电站1号主变实际可为其分别转带负荷为4.37、6、6mw。
[0164]
8)联络组团最大负载率修正计算矩阵
[0165]
根据修正的负荷转带矩阵修正计算联络组团最大负载率，比如，a变电站1 号主变的负载率＝(8.74+6+6)/40＝0.52，a变电站2号主变的负载率＝(40-8.74) /40＝0.78，以此类推。
[0166]
以a变电站1号主变为中心的联络组团为例，当a变电站1号主变、a变电站2号主变、b变电站1号主变、c变电站1号主的负载率分别为0.52、0.78、 0.85和0.9。
[0167]
9)主变最大平均负载率
[0168]
系统主变最大负载率只能有一个，联络组团最大负载率修正计算矩阵中每列的最小值。
[0169]
4.2常规情况下高压变电站开放容量计算方法
[0170]
常规情况下高压变电站开放容量计算公式如下：
[0171][0172]
式中，k
gb
为高压变电站开放容量；α
gb
为高压变电站最大负载率；δ
gb
为高压变电站功率因数，一般取0.98；r
gb
为高压变电站容量；p
gb
为高压变电站已有最大负荷。
[0173]
4.3基于新型电力系统的配电网设备开放容量计算方法
[0174]
基于新型电力系统的配电网设备开放容量计算方法流程原理图如图2。
[0175]
4.3.1配电网设备分布式电源最大接纳能力
[0176]
1)10kv配变对分布式电源最大接纳能力
[0177]
配变接入分布式光伏的最大容量主要取决于配变容量、配变负荷大小、反送潮流不重载运行、电压偏差满足导则要求。
[0178]
配变最大可接入分布式光伏容量的计算方法为：
[0179]
p
pbf-p
pbmin
＝α
pbrpb
δ
pb
ꢀꢀ
(4)
[0180][0181]
式中，p
pbf
为10kv配变最大接入分布式电源的容量；p
pbmin
为10kv配变基准年最小负荷日负荷；α
pb
为10kv配变负载率，一般取值小于等于80％；r
pb
为10kv 配变容量；δ
pb
为10kv配变功率因数，一般取0.9；u
pbf
为接入分布式电源后配变低压侧母线电压；u
pbn
为配变低压侧母线电压。
[0182]
在本发明实施例中，10kv配变可接入最大分布式电源容量计算方法流程图如图3所示。
[0183]
4.3.2，10kv线路对分布式电源最大接纳能力
[0184]
10kv接入分布式光伏的最大容量主要取决于10kv线路的供电能力、10kv 线路负荷大小、反送潮流n-1运行要求(不重载运行要求)，电压偏差满足导则要求。
[0185][0186][0187]
式中，p
zxlf
为10kv线路最大接入分布式电源的容量；p
zxlmin
为10kv线路基准年最小负荷日负荷；u
zxln
为10千伏标称电压；i为10kv线路安全电流；δ
zxl
为功率因数，一般取0.95；α
zxl
为10kv线路的最大负载率，单联络线路取值50％、两联络线路取值66.67％、三联络线路取值75％、单辐射线路取值80％。
[0188]uzxlif
为每段10kv线路接入分布式电源后的电压，i为10kv线路分段，一般小于等于5.
[0189]
在本发明实施例中，10kv线路可接入最大分布式电源容量计算流程图如图 4所示。
[0190]
4.3.2高压变电站对分布式电源最大接纳能力
[0191]
高压变电站接入分布式光伏的最大容量主要取决于高压变电站的供电能力、高压变电站负荷大小、反送潮流n-1运行要求(不重载运行要求)，短路电流、电压偏差、电压质量满足导则要求。
[0192]
p
gbf-p
gbmin
＝α
gbrgb
δ
gb
ꢀꢀ
(8)
[0193]ixz
＞im(9)
[0194][0195]ixzh
＞ih(11)
[0196]
式中，p
gbf
为高压变电站最大接入分布式电源的容量；p
zxlmin
为高压变电站基准年最小负荷日负荷；α
gb
为高压变电站满足n-1情况下最大负载率；δ
gb
为高压变电站功率因数，
一般取0.98；r
gb
为高压变电站容量；i
xz
为系统母线短路电流； im为允许的短路电流值；u
gbf
为高压变电站接入后的电压值；u
gbn
为高压变电站标称电压值；i
xzh
为第h谐波电流值；ih为gb/t14549规定的第h谐波电流限值.
[0197]
在本发明实施例中，高压变电站可接入最大分布式电源容量计算流程如图5 所示。
[0198]
4.4基于新型电力系统的配电网设备开放容量
[0199]
基于新型电力系统的配电网设备会接入分布式电源、储能等灵活资源，这些因素会增加配电网设备的供电能力，进而增加配电网设备的可开放容量。
[0200]
考虑分布式电源、储能的因素，10kv配变开放容量计算公式如下：
[0201][0202]
式中，k
xpb
为考虑灵活资源的10kv配变开放容量；α
pb
为10kv配变最大负载率，一般取值为80％；r
pb
为10kv配变容量；δ
pb
为10kv配变功率因数，一般取 0.9；p
pb
为10kv配变已有最大负荷；p
pbfc
为10kv配变最大负荷情况下的分布式电源出力；p
pbc
为10kv配变最大负荷情况下储能削减负荷能力。
[0203]
考虑分布式电源、储能的因素，10kv线路开放容量计算公式如下：
[0204][0205]
式中，k
zxl
为10kv线路开放容量；u
zxln
为10kv线路标称电压；i为10kv线路安全电流；δ
zxl
为功率因数，一般取0.95；α
zxl
为10kv线路的最大负载率，单联络线路取值50％、两联络线路取值66.67％、三联络线路取值75％、单辐射线路取值80％。p
zxl
为10kv线路的已有最大负荷。p
zxlfc
为10kv线路最大负荷情况下的分布式电源出力；p
zxlc
为10kv线路最大负荷情况下储能削减负荷能力。
[0206]
考虑分布式电源、储能的因素，高压变电站开放容量计算公式如下：
[0207][0208]
式中，k
gb
为高压变电站开放容量；α
gb
为高压变电站最大负载率；δ
gb
为高压变电站功率因数，一般取0.98；r
gb
为高压变电站容量；p
gb
为高压变电站已有最大负荷；p
gbfc
为高压变电站最大负荷情况下的分布式电源出力；p
gbc
为高压变电站最大负荷情况下储能削减负荷能力。
[0209]
4.5配电系统开放容量计算方法
[0210]
4.5.1常规情况下配电系统可开放容量计算方法
[0211]
常规情况下配电系统开放容量为高压变电站可开放容量的叠加，故配电系统开放容量计算公式如下：
[0212]
[0213]
其中，配电系统中单台变电站所带线路的开放容量总和不大于该变电站可开放容量，即：
[0214][0215]
配电系统中单条线路所带配变的开放容量总和不大于该线路可开放容量，即：
[0216][0217]
式中，k
cpx
为常规情况下配电系统可开放容量；k
gbi
为第i个高压变电站可开放容量；k
gb
为高压变电站可开放容量；k
zxlj
为第j条10kv线路可开放容量；k
zxl
为10kv线路可开放容量；k
pbe
为第e个10kv配变可开放容量。
[0218]
4.5.2面向新型电力系统的配电网可开放容量计算方法
[0219]
除常规情况下配电系统开放容量外，面向新型电力系统的有源配电网还需考虑需求侧管理削减的可中断负荷，以及分布式电源与储能接入配电系统带来的开放容量叠加，故面向新型电力系统的有源配电网可开放容量计算公式如下：
[0220]
k1＝k
cpx
+δp+p
x
+scꢀꢀ
(18)
[0221]
式中，δp为同过需求响应削减的可中断负荷；p
x
为区域最大负荷情况下的新能源出力；sc为区域最大负荷情况下的配电系统储能削减负荷能力。
[0222]
一)需求响应削减可中断负荷计算方法
[0223]
p
kz
＝αp
xkz
ꢀꢀ
(19)
[0224]
式中，p
kz
为需求响应可中断负荷；α为需求响应系数；p
xkz
为与用户协商确定的需求响应可中断负荷资总和。
[0225]
需求侧灵活资源能够配合配电网以经济调控为目的主动参与电网，能够在时间或空间上转移，其潜在类型多，但受价格、激励机制、基础设施约束，实施规模偏小，实现方式相对单一。需求侧灵活资源作为需求响应的重要资源，主要分为四大类：电动汽车灵活资源、工业用户灵活资源、商业用户灵活资源及居民用户灵活资源。
[0226]
(1)电动汽车平衡资源
[0227]
电动汽车以充换站形式参与电网的调度，为可转移负荷。电动汽车需求响应系数约0.2～0.6。
[0228]
(2)工业用户灵活资源
[0229]
工业用户灵活资源一般对电量的需求量较大、负荷相对稳定峰谷差小、速度快、智能化水平高，是电力系统中重要的柔性负荷。依照用电习惯，可以将工业高载能负荷分布可中断型负荷、可平移负荷。可平移负荷是专门针对班次能够调整的工业大企业。电网与这些用户签订合约，在合约期内，工业能够接受电网的调度命令，安排工作进度。可平移工业用户需求响应系数约0.3～0.5；可中断负荷内主要为工业生产中不重要负荷，对用电质量不高的负荷，以减小负荷的需求的方式改善用户的需求电量，减小峰谷差。可平移工业用户需求响应系数约0.6～0.8。
[0230]
(3)商业用户灵活资源
[0231]
大商业用户用电容量大，用电时间比较集中，调度时间没有那么灵活，负荷难以发
生转移。商业大用户能够参与电网调度的负荷主要有建筑物外灯、建筑区内的电动汽车、中央空调等，为可削减负荷，在负荷高峰期削减负荷，减少平均用电功率。商业用户需求响应系数约0.6～0.8。
[0232]
(4)居民用户灵活资源
[0233]
居民用户中约60％负荷可以作为柔性负荷，在有序引导下改变用电行为参与电网的调度。柔性用电负荷设备包括智能空调、照明、洗衣机、电饭锅、电动汽车等。居民用户需求响应系数约0.5～0.7。
[0234]
二)新能源出力特性
[0235]
(1)水力发电厂出力特性
[0236]
受发电峰谷价差影响，水电往往白天集中发电，并引起倒送高峰。从日出力特性分析，水电站的日出力在早上7：00之前较小，在晚上19：00～21：00 出力较大，分别对应的系统负荷的较低和较高的时段，水电站秋冬的出力小于春夏。如图6水力发电厂典型出力曲线示意图(单位：mw)所示。
[0237]
(2)光伏电厂出力特性
[0238]
光伏出力随光照强度、天气、季节、温度等自然因素而变化，具有随机波动性；光伏出力多集中在白天，尤其是午间时段，而夜晚出力为零，呈现显著的时段性，无法持续稳定的供给电力。
[0239]
从短时和日出力特性来看，光伏发电出力呈现较强的波动性、显著的时段性。不同季节条件下，光伏最大出力的发生时刻也不同，但变化不大，典型日光伏出力时间为7：00～17：00时段，集中在白天，尤其是午间时段，而夜晚出力为零，无法持续稳定的供给电力。光伏发电出力和日间负荷匹配度较高，具有正调峰特性，但由于晚上难以发电，难以有效匹配晚高峰。
[0240]
从年度出力特性来看，光伏发电出力呈现明显的季节特性，春秋季发电较多，全年大部分时段出力小于其装机容量的50％。一年内光伏出力每天相似但不同，这体现了光伏出力的周期性和非平稳性。如图7光伏电厂典型出力曲线示意图(单位：mw)所示。
[0241]
(3)风力发电厂出力特性
[0242]
风电出力一年内各小时、各日、各月之间变化均很大，不连续性及突变性的特征较为明显，且无变化规律可言。在日出力特性上，总体呈白天小夜间大的变化趋势，风功率密度的日变化情况与风速基本一致。在日特性上，风电出力日变化曲线呈现“一峰一谷”的特点，在1：00～8：00出力最大，12：00～ 17：00出力最小，白天10：00～18：00的平均出力小于夜间18：00～次日6： 00的平均出力。
[0243]
由于风力的间歇性、随机性和波动性以及风电场的本身特性(如：风速变化、风剪切、偏航误差、塔影效应等因素)使得风电机组的输入风能具有不稳定性，导致了风电出力会随机波动，从而可能引起系统频率稳定问题，因此在考虑系统电源出力安排与备用容量时需增加风电影响因素，并且需要搭配对应的储能系统实现输出平滑。如图8风力发电厂典型出力曲线示意图(单位：mw) 所示。
[0244]
本发明实施例进行了常规情况下配电系统可开放容量的计算方法分析及面向新型电力系统的配电网可开放容量计算方法性分析，分析得出：配电系统开放容量为高压变电站可开放容量的叠加，面向新型电力系统的有源配电网可开放容量是常规情况下配电系
统可开放容量与需求侧管理削减的可中断负荷、分布式电源及储能接入配电系统带来的开放容量的叠加。
[0245]
实施例3
[0246]
如图9所示，本发明实施例提供的基于大数据配电网可开放容量计算系统包括：
[0247]
常规情况下配电网设备开放容量计算模块1，用于针对常规情况下10kv配变、10kv线路及高压变电站的功率因数、n-1、负载率、负荷的选取开展分析，构建数学模型，确定常规情况下配电网设备开放容量计算方法。
[0248]
配电网设备分布式电源最大接纳能力计算模块2，用于进行分布式电源接入情况下10kv配变、10kv线路及高压变电站各配网设备的最大接纳能力分析，构建数学模型，分析在满足n-1、电压偏差、短路电流、谐波电流等边界条件下的配电网设备分布式电源最大接纳能力计算方法。
[0249]
新型电力系统下的配电网设备开放容量计算模块3，用于基于常规情况下配电网设备开放容量计算方法，结合各配电网设备分布式电源接纳能力及储能的影响，确定新型电力系统下的配电网设备开放容量计算方法。
[0250]
在上述实施例中，对各个实施例的描述都各有侧重，某个实施例中没有详述或记载的部分，可以参见其它实施例的相关描述。
[0251]
上述装置/单元之间的信息交互、执行过程等内容，由于与本发明方法实施例基于同一构思，其具体功能及带来的技术效果，具体可参见方法实施例部分，此处不再赘述。
[0252]
所属领域的技术人员可以清楚地了解到，为了描述的方便和简洁，仅以上述各功能单元、模块的划分进行举例说明，实际应用中，可以根据需要而将上述功能分配由不同的功能单元、模块完成，即将所述装置的内部结构划分成不同的功能单元或模块，以完成以上描述的全部或者部分功能。实施例中的各功能单元、模块可以集成在一个处理单元中，也可以是各个单元单独物理存在，也可以两个或两个以上单元集成在一个单元中，上述集成的单元既可以采用硬件的形式实现，也可以采用软件功能单元的形式实现。另外，各功能单元、模块的具体名称也只是为了便于相互区分，并不用于限制本发明的保护范围。上述系统中单元、模块的具体工作过程，可以参考前述方法实施例中的对应过程，在此不再赘述。
[0253]
二、应用实施例：
[0254]
应用例1
[0255]
发明实施例提供的基于新型电力系统的配电网设备开放容量计算方法可应用于某省示范区、开发区配电网。
[0256]
1、将配变容量、接入光伏容量、负荷、线路长度、线路截面、变电站容量等信息录入系统，进行各层级设备可接入分布式光伏容量仿真。配变可接入分布式光伏仿真系统图如图10所示，线路可接入分布式光伏仿真系统图如图11 所示，变电站可接入分布式光伏仿真系统图如图12所示。
[0257]
2、根据系统仿真结果，得出各层级设备可接入分布式光伏容量，具体情况如下表所示。
[0258]
表1本发明算法下配变可接入分布式光伏容量仿真结果表
[0259][0260][0261]
表2本发明算法下线路可接入分布式光伏容量仿真结果表
[0262][0263]
表2-1本发明算法下变电站可接入分布式光伏容量仿真结果表
[0264][0265]
3、除常规情况下配电系统开放容量外，面向新型电力系统的有源配电网还需考虑需求侧管理削减的可中断负荷，以及分布式电源与储能接入配电系统带来的开放容量叠加，可中断负荷取区域现状最大负荷的10％，经计算：
[0266]
示范区配电系统常规开放容量为33.53mva，考虑光伏出力、储能削减负荷能力及可中断负荷，确定新型电力系统下的配电网设备开放容量，计算得出某省示范区的可开放容量为51.49mva。
[0267]
表3本发明算法下某省示范区开放容量计算结果表
[0268][0269][0270]
应用例2
[0271]
本发明实施例提供了一种计算机设备，该计算机设备包括：至少一个处理器、存储器以及存储在所述存储器中并可在所述至少一个处理器上运行的计算机程序，所述处理器执行所述计算机程序时实现上述任意各个方法实施例中的步骤。
[0272]
应用例3
[0273]
本发明实施例还提供了一种计算机可读存储介质，所述计算机可读存储介质存储有计算机程序，所述计算机程序被处理器执行时可实现上述各个方法实施例中的步骤。
[0274]
应用例4
[0275]
本发明实施例还提供了一种信息数据处理终端，所述信息数据处理终端用于实现于电子装置上执行时，提供用户输入接口以实施如上述各方法实施例中的步骤，所述信息数据处理终端不限于手机、电脑、交换机。
[0276]
应用例5
[0277]
本发明实施例还提供了一种服务器，所述服务器用于实现于电子装置上执行时，提供用户输入接口以实施如上述各方法实施例中的步骤。
[0278]
应用例6
[0279]
本发明实施例提供了一种计算机程序产品，当计算机程序产品在电子设备上运行时，使得电子设备执行时可实现上述各个方法实施例中的步骤。
[0280]
所述集成的单元如果以软件功能单元的形式实现并作为独立的产品销售或使用时，可以存储在一个计算机可读取存储介质中。基于这样的理解，本发明实现上述实施例方法中的全部或部分流程，可以通过计算机程序来指令相关的硬件来完成，所述的计算机程序可存储于一计算机可读存储介质中，该计算机程序在被处理器执行时，可实现上述各个方法实施例的步骤。其中，所述计算机程序包括计算机程序代码，所述计算机程序代码可以为源代码形式、对象代码形式、可执行文件或某些中间形式等。所述计算机可读介质至少可以包括：能够将计算机程序代码携带到拍照装置/终端设备的任何实体或装置、记录介质、计算机存储器、只读存储器(read-onlymemory，rom)、随机存取存储器 (randomaccessmemory，ram)、电载波信号、电信信号以及软件分发介质。例如u盘、移动硬盘、磁碟或者光盘等。
[0281]
三、实施例相关效果的证据：
[0282]
本发明实施例在研发或者使用过程中取得了一些积极效果，和现有技术相比的确具备很大的优势。
[0283]
现有配电网可开放容量计算方法仅考虑接线模式、n-1、负载率、最大负荷几大因素，未考虑分布式光伏、储能等新型元素对配电网可开放容量的影响。
[0284]
本发明实施例基于10kv配变、10kv线路及高压变电站三级配电网设备常规情况下
的开放容量，考虑光伏出力、储能削减负荷能力，确定了新型电力系统下的配电网设备开放容量计算方法。其中分布式电源接入情况下配电网设备最大开放容量计算方法，以分布式电源接入容量最大为目标，综合考虑了变电设备及线路的供电能力、功率因数、n-1、负载率、最大负荷、电压偏差、谐波电流、短路电流等边界条件。
[0285]
某省示范区采用现有配电网可开放容量计算方法进行计算，配电系统开放容量为33.53mva。其各层级配电设备开放容量如下表所示。
[0286]
表4现有方法下配变开放容量计算结果表
[0287][0288]
表5现有方法下10kv线路开放容量计算结果表
[0289][0290]
表3-1现有方法下变电站开放容量计算结果表
[0291][0292]
按照本发明实施例采用的配电网可开放容量计算方法进行计算，该区域配电系统
开放容量为51.49mva。其各层级配电设备开放容量如下表所示。
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表6本发明算法下配变开放容量计算结果表
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表7本发明算法下10kv线路开放容量计算结果表
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表8本发明算法下变电站开放容量计算结果表
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通过对比分析可知，本发明算法考虑了分布式光伏、储能、可中断负荷的影响，区域可开放容量较现有方法提升了53.56％，合理计算了新型电力系统下系统可开放容量，通过源网荷储协调配合，有效延缓电网建设投资，避免按照原有计算方法大幅增加系统备用容量，实现配电系统提质增效。
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以上所述，仅为本发明较优的具体的实施方式，但本发明的保护范围并不局限于此，任何熟悉本技术领域的技术人员在本发明揭露的技术范围内，凡在本发明的精神和原则之内所作的任何修改、等同替换和改进等，都应涵盖在本发明的保护范围之内。