本發明涉及發電機電氣量測量領域，尤其涉及一種同步發電機功角實時測量方法及裝置。

背景技術：

發電機功角是指發電機空載電勢E_q0與電力系統參考母線電壓相量之間的相角差δ。發電機功角分為內功角和外功角，若電力系統參考母線電壓相量選擇為發電機機端電壓相量U_t，則E_q0和U_t之間的相角差δ為內功角，若電力系統參考母線電壓相量選擇為系統等值無窮大母線的電壓相量U_c，則E_q0和U_c之間的相角差δ為外功角。發電機功角測量的意義：電力系統中功角穩定性、電壓穩定性、頻率動態變化及其穩定性是相互影響的物理現象，其中發電機功角是觀察和判斷各并網機組與系統之間并行運行穩定性的重要指標。此外，發電機功角也是電力系統控制、保護和模型參數辨識等工作中經常用到的重要物理量。因而，發電機功角測量的準確性和實時性直接影響系統穩定監視、控制和保護的準確性。

現有的發電機功角測量方法主要包括兩類：直接測量法和計算法。直接測量法是利用轉子位置與發電機空載電勢在相位上的對應關系，用轉子位置信號代替空載電勢，在轉子上設置測量點或測速齒輪，在轉子周圍安裝各種非電量的光電、磁電傳感器或專用測速電機等裝置，這些裝置能接收反映轉子位置或轉速的信號，通過一定的變換實現功角測量。由于火電機組極對數較少，轉速快，而水輪機極對數較多，轉速較慢，針對不同類型的發電機組，包括傳統的火電機組功角測量方法和水電機組功角測量方法。直接測量法測量的分辨率最大為一個周波一個點，即最快20ms獲得一個功角測量值。計算法通常是通過采集同步發電機的機端輸出電壓電流或者其他電氣量，利用發電機空載電勢E_q0與發電機機端電壓相量U_t(或者是系統等值無窮大母線的電壓相量U_c)的矢量關系，等效計算得到發電機功角，如果是計算內功角，則計算過程需要已知發電機的內部電抗參數；如果是計算外功角，則需要已知發電機內部電抗、發電機機端到無窮大系統等值阻抗參數。

然而，現有的功角直接測量法和計算法均有一定的缺陷。功角直接測量法的采樣率非常低，通常最高采樣率為每電氣周波測量一次，即每20ms才能獲得一個測量值，實時性較差，在功角變化較快的情況下，不能實時反映功角的真實變化情況；而計算法需要已知發電機內部電抗參數(包括已知發電機機端到無窮大系統等值阻抗參數)。由于機組運行工況多變，發電機組內部阻抗參數易受鐵心飽和度影響而發生變化，且隨著電網運行方式的變化，發電機機端到無窮大系統之間的等值阻抗也會發生變化，采用恒定不變的阻抗參數計算發電機功角，計算值和真實值可能存在較大偏差，準確性不足。

技術實現要素：

本發明實施例提供了一種同步發電機功角實時測量方法及裝置，通過功角直接測量法獲得每個電氣周波中發電機功角的實測值，然后反推出同步發電機的同步電抗，最后根據反推出的同步電抗、每個電氣周波中相同間隔時間采集的多組機端電壓相量、定子電流相量、機端電壓相量和定子電流相量之間的相角差實時計算每個電氣周波中多組功角值，從而獲得發電機功角動態變化的波形圖，解決了現有技術中功角直接測量法的采樣率低、實時性較差、在功角變化較快的情況下不能實時反映功角的真實變化情況和計算法采用恒定不變的阻抗參數計算發電機功角造成的計算值和真實值可能存在較大偏差、準確性不足的技術問題。

本發明實施例提供了一種同步發電機功角實時測量方法，包括：

根據預置的發電機正常運行時一個電氣周波中轉子位置和機端電壓U_t、發電機初相角δ₀計算發電機功角δ_m1；

根據所述機端電壓相量U_t和預置的與所述機端電壓相量U_t同一時間測量的定子電流相量I、所述機端電壓相量U_t和所述定子電流相量I之間的相角差同步發電機模型以及所述發電機功角δ_m1計算同步發電機交軸同步電抗X_qs，其中R_a為發電機的定子電阻；

根據所述同步發電機交軸同步電抗X_qs、所述同步發電機模型以及預置的間隔時間為ΔT的多組同步發電機電氣量分別計算與每組所述同步發電機電氣量對應的發電機功角δ_cn并將計算出來的多組所述發電機功角δ_cn和所述發電機功角δ_m1作為一個電氣周波中的實時發電機功角，所述多組同步發電機電氣量為多組機端電壓相量、定子電流相量、機端電壓相量和定子電流相量之間的相角差。

優選地，

在根據預置的發電機正常運行時一個電氣周波中轉子位置和機端電壓U_t、發電機初相角δ₀計算發電機功角δ_m1之前還包括：

根據預置的同步發電機空載時的轉子位置和空載電勢E_q0并計算發電機初相角δ₀；

在一個電氣周波中獲取測量的轉子位置的同時實時獲取電氣量，所述電氣量具體包括機端電壓、定子電流相量、機端電壓相量和定子電流相量之間的相角差。

優選地，

在根據所述同步發電機交軸同步電抗X_qs、所述同步發電機模型以及預置的間隔時間為ΔT的多組同步發電機電氣量分別計算與每組所述同步發電機電氣量對應的發電機功角δ_cn并將計算出來的多組所述發電機功角δ_cn和所述發電機功角δ_m1作為一個電氣周波中的實時發電機功角，所述多組同步發電機電氣量為多組機端電壓相量、定子電流相量、機端電壓相量和定子電流相量之間的相角差之后還包括：

通過計算多個電氣周波中的所述實時發電機功角得到發電機功角δ的波形。

優選地，

根據預置的發電機正常運行時一個電氣周波中轉子位置和機端電壓U_t、發電機初相角δ₀計算發電機功角δ_m1具體包括：

根據預置的發電機正常運行時一個電氣周波中轉子位置和機端電壓U_t計算轉子位置和機端電壓U_t的夾角δ₁；

根據所述夾角δ₁和預置的發電機初相角δ₀計算發電機功角δ_m1。

優選地，

在根據預置的同步發電機空載時的轉子位置和空載電勢E_q0并計算發電機初相角δ₀之前還包括：

初始化同步發電機空載時的轉子位置和空載電勢E_q0。

本發明實施例提供的一種同步發電機功角實時測量裝置，包括：

第一功角計算單元，用于根據預置的發電機正常運行時一個電氣周波中轉子位置和機端電壓U_t、發電機初相角δ₀計算發電機功角δ_m1；

同步電抗計算單元，用于根據所述機端電壓相量U_t和預置的與所述機端電壓相量U_t同一時間測量的定子電流相量I、所述機端電壓相量U_t和所述定子電流相量I之間的相角差同步發電機模型以及所述發電機功角δ_m1計算同步發電機交軸同步電抗X_qs，其中R_a為發電機的定子電阻；

第二功角計算單元，用于根據所述同步發電機交軸同步電抗X_qs、所述同步發電機模型以及預置的間隔時間為ΔT的多組同步發電機電氣量分別計算與每組所述同步發電機電氣量對應的發電機功角δ_cn并將計算出來的多組所述發電機功角δ_cn和所述發電機功角δ_m1作為一個電氣周波中的實時發電機功角，所述多組同步發電機電氣量為多組機端電壓相量、定子電流相量、機端電壓相量和定子電流相量之間的相角差。

優選地，

所述同步發電機功角實時測量裝置還包括：

發電機初相角計算單元，用于根據預置的同步發電機空載時的轉子位置和空載電勢E_q0并計算發電機初相角δ₀；

獲取單元，用于在一個電氣周波中獲取測量的轉子位置的同時實時獲取電氣量，所述電氣量具體包括機端電壓、定子電流相量、機端電壓相量和定子電流相量之間的相角差。

優選地，

所述同步發電機功角實時測量裝置還包括：

功角波形形成單元，用于通過計算多個電氣周波中的所述實時發電機功角得到發電機功角δ的波形。

優選地，

所述第一功角計算單元具體包括：

夾角計算子單元，用于根據預置的發電機正常運行時一個電氣周波中轉子位置和機端電壓U_t計算轉子位置和機端電壓U_t的夾角δ₁；

功角確定子單元，用于根據所述夾角δ₁和預置的發電機初相角δ₀計算發電機功角δ_m1。

優選地，

所述同步發電機功角實時測量裝置還包括：

初始化單元，用于初始化同步發電機空載時的轉子位置和空載電勢E_q0。

從以上技術方案可以看出，本發明實施例具有以下優點：

本實施例通過功角直接測量法獲得每個電氣周波中發電機功角的實測值，然后反推出同步發電機的同步電抗，最后根據反推出的同步電抗、每個電氣周波中相同間隔時間采集的多組機端電壓相量、定子電流相量、機端電壓相量和定子電流相量之間的相角差實時計算每個電氣周波中多組功角值，從而獲得發電機功角動態變化的波形圖，將功角直接測量法和計算法相結合，解決了現有技術中功角直接測量法的采樣率低、實時性較差、在功角變化較快的情況下不能實時反映功角的真實變化情況和計算法采用恒定不變的阻抗參數計算發電機功角造成的計算值和真實值可能存在較大偏差、準確性不足的技術問題。

附圖說明

為了更清楚地說明本發明實施例或現有技術中的技術方案，下面將對實施例或現有技術描述中所需要使用的附圖作簡單地介紹，顯而易見地，下面描述中的附圖僅僅是本發明的一些實施例，對于本領域普通技術人員來講，在不付出創造性勞動性的前提下，還可以根據這些附圖獲得其它的附圖。

圖1為本發明實施例提供的一種同步發電機功角實時測量方法的第一實施例的流程示意圖；

圖2為本發明實施例提供的一種同步發電機功角實時測量方法的第二實施例的流程示意圖；

圖3為本發明實施例提供的一種同步發電機功角實時測量裝置的第一實施例的結構示意圖；

圖4為本發明實施例提供的一種同步發電機功角實時測量裝置的第二實施例的結構示意圖。

具體實施方式

本發明實施例提供了一種同步發電機功角實時測量方法及裝置，通過功角直接測量法獲得每個電氣周波中發電機功角的實測值，然后反推出同步發電機的同步電抗，最后根據反推出的同步電抗、每個電氣周波中相同間隔時間采集的多組機端電壓相量、定子電流相量、機端電壓相量和定子電流相量之間的相角差實時計算每個電氣周波中多組功角值，從而獲得發電機功角動態變化的波形圖，解決了現有技術中功角直接測量法的采樣率低、實時性較差、在功角變化較快的情況下不能實時反映功角的真實變化情況和計算法采用恒定不變的阻抗參數計算發電機功角造成的計算值和真實值可能存在較大偏差、準確性不足的技術問題

為使得本發明的發明目的、特征、優點能夠更加的明顯和易懂，下面將結合本發明實施例中的附圖，對本發明實施例中的技術方案進行清楚、完整地描述，顯然，下面所描述的實施例僅僅是本發明一部分實施例，而非全部的實施例。基于本發明中的實施例，本領域普通技術人員在沒有做出創造性勞動前提下所獲得的所有其它實施例，都屬于本發明保護的范圍。

請參閱圖1，本發明實施例提供了一種同步發電機功角實時測量方法的第一實施例，包括：

101，根據預置的發電機正常運行時一個電氣周波中轉子位置和機端電壓U_t、發電機初相角δ₀計算發電機功角δ_m1；

在本發明實施例中，首先需要根據預置的發電機正常運行時一個電氣周波中轉子位置和機端電壓U_t、發電機初相角δ₀計算發電機功角δ_m1，需要說明的是，根據一個電氣周波中轉子位置和機端電壓U_t可以計算兩者的夾角δ₁，然后可以得到發電機功角δ_m1＝δ₁-δ₀，δ₁的正負取值方法為，以機端電壓U_t從負變為正的過零點作為每周波的初始點，當U_t超前轉子位置脈沖時，δ₁取負，當U_t滯后轉子位置脈沖時，δ₁取正。

102，根據機端電壓相量U_t和預置的與機端電壓相量U_t同一時間測量的定子電流相量I、機端電壓相量U_t和定子電流相量I之間的相角差同步發電機模型以及發電機功角δ_m1計算同步發電機交軸同步電抗X_qs，其中R_a為發電機的定子電阻；

在本發明實施例中，在根據預置的發電機正常運行時一個電氣周波中轉子位置和機端電壓U_t、發電機初相角δ₀計算發電機功角δ_m1之后，還需要根據機端電壓相量U_t和預置的與機端電壓相量U_t同一時間測量的定子電流相量I、機端電壓相量U_t和定子電流相量I之間的相角差同步發電機模型以及發電機功角δ_m1計算同步發電機交軸同步電抗X_qs，其中是根據同步發電機模型推導出來的。

103，根據同步發電機交軸同步電抗X_qs、同步發電機模型以及預置的間隔時間為ΔT的多組同步發電機電氣量分別計算與每組同步發電機電氣量對應的發電機功角δ_cn并將計算出來的多組發電機功角δ_cn和發電機功角δ_m1作為一個電氣周波中的實時發電機功角，多組同步發電機電氣量為多組機端電壓相量、定子電流相量、機端電壓相量和定子電流相量之間的相角差；

在本發明實施例中，在根據機端電壓相量U_t和預置的與機端電壓相量U_t同一時間測量的定子電流相量I、機端電壓相量U_t和定子電流相量I之間的相角差同步發電機模型以及發電機功角δ_m1計算同步發電機交軸同步電抗X_qs之后，還需要根據同步發電機交軸同步電抗X_qs、同步發電機模型以及預置的間隔時間為ΔT的多組同步發電機電氣量分別計算與每組同步發電機電氣量對應的發電機功角δ_cn并將計算出來的多組發電機功角δ_cn和發電機功角δ_m1作為一個電氣周波中的實時發電機功角，多組同步發電機電氣量為多組機端電壓相量、定子電流相量、機端電壓相量和定子電流相量之間的相角差，其中ΔT為機端電壓相量和定子電流相量的采樣周期，將間隔時間為ΔT的多組同步發電機電氣量代入計算出多組發電機功角δ_c2、δ_c3……δ_cN并與發電機功角δ_m1作為一個電氣周波中的實時發電機功角。

請參閱圖2，本發明實施例提供了一種同步發電機功角實時測量方法的第二實施例，包括：

201，初始化同步發電機空載時的轉子位置和空載電勢E_q0；

在本發明實施例中，首先需要初始化同步發電機空載時的轉子位置和空載電勢E_q0；

需要說明的是，空載時的轉子位置和空載電勢E_q0的測量是在發電機空載運行工況下進行的，首先在轉子上設置測量點，在轉子周圍安裝固定的傳感器，當轉子旋轉一周，轉子上的測量點經過固定的傳感器時，傳感器將會觸發一個脈沖，記錄一次轉子位置，同時用錄波裝置記錄空載電勢E_q0。轉子位置和空載電勢是基于GPS作為標準時間，或者由同一套硬件設備同步采樣。

2021，根據的同步發電機空載時的轉子位置和空載電勢E_q0并計算發電機初相角δ₀；

在本發明實施例中，在初始化同步發電機空載時的轉子位置和空載電勢E_q0之后，還需要根據的同步發電機空載時的轉子位置和空載電勢E_q0并計算發電機初相角δ₀，發電機初相角δ₀就是轉子位置脈沖與空載電勢E_q0的相位角差，需要說明的是，δ₀的正負取值方法為，以空載電勢E_q0從負變為正的過零點作為每周波的初始點，當E_q0超前轉子位置脈沖時，δ₀取負，當E_q0滯后轉子位置脈沖時，δ₀取正。

2022，在一個電氣周波中獲取測量的轉子位置的同時實時獲取電氣量，所述電氣量具體包括機端電壓、定子電流相量、機端電壓相量和定子電流相量之間的相角差；

在本發明實施例中，還需要在一個電氣周波中獲取測量的轉子位置的同時實時獲取電氣量，所述電氣量具體包括機端電壓、定子電流相量、機端電壓相量和定子電流相量之間的相角差，需要說明的是一個電氣周波中實時獲取的電氣量是在發電機正常運行時，和轉子位置基于相同的GPS標準時間，或者由同一套硬件設備同步采樣測量的。

203，根據的發電機正常運行時一個電氣周波中轉子位置和機端電壓U_t計算轉子位置和機端電壓U_t的夾角δ₁；

在本發明實施例中，在根據的同步發電機空載時的轉子位置和空載電勢E_q0并計算發電機初相角δ₀和在一個電氣周波中獲取測量的轉子位置的同時實時獲取電氣量，所述電氣量具體包括機端電壓、定子電流相量、機端電壓相量和定子電流相量之間的相角差之后，還需要根據的發電機正常運行時一個電氣周波中轉子位置和機端電壓U_t計算轉子位置和機端電壓U_t的夾角δ₁，需要說明的是δ₁的正負取值方法為，以機端電壓U_t從負變為正的過零點作為每周波的初始點，當U_t超前轉子位置脈沖時，δ₁取負，當U_t滯后轉子位置脈沖時，δ₁取正。

204，根據夾角δ₁和的發電機初相角δ₀計算發電機功角δ_m1；

在本發明實施例中，在根據的發電機正常運行時一個電氣周波中轉子位置和機端電壓U_t計算轉子位置和機端電壓U_t的夾角δ₁之后，還需要根據夾角δ₁和的發電機初相角δ₀計算發電機功角δ_m1。

205，根據機端電壓相量U_t和與機端電壓相量U_t同一時間測量的定子電流相量I、機端電壓相量U_t和定子電流相量I之間的相角差同步發電機模型以及發電機功角δ_m1計算同步發電機交軸同步電抗X_qs，其中R_a為發電機的定子電阻；

在本發明實施例中，在根據夾角δ₁和發電機初相角δ₀計算發電機功角δ_m1之后，還需要根據機端電壓相量U_t和與機端電壓相量U_t同一時間測量的定子電流相量I、機端電壓相量U_t和定子電流相量I之間的相角差同步發電機模型以及發電機功角δ_m1計算同步發電機交軸同步電抗X_qs，其中R_a為發電機的定子電阻，交軸同步電抗X_qs是根據計算的，而是根據同步發電機模型推導出來的。

206，根據同步發電機交軸同步電抗X_qs、同步發電機模型以及從一個電氣周波中采集的間隔時間為ΔT的多組同步發電機電氣量分別計算與每組同步發電機電氣量對應的發電機功角δ_cn并將計算出來的多組發電機功角δ_cn和發電機功角δ_m1作為一個電氣周波中的實時發電機功角，多組同步發電機電氣量為多組機端電壓相量、定子電流相量、機端電壓相量和定子電流相量之間的相角差；

在本發明實施例中，在根據機端電壓相量U_t和的與機端電壓相量U_t同一時間測量的定子電流相量I、機端電壓相量U_t和定子電流相量I之間的相角差同步發電機模型以及發電機功角δ_m1計算同步發電機交軸同步電抗X_qs之后，還需要根據同步發電機交軸同步電抗X_qs、同步發電機模型以及從一個電氣周波中采集的間隔時間為ΔT的多組同步發電機電氣量分別計算與每組同步發電機電氣量對應的發電機功角δ_cn并將計算出來的多組發電機功角δ_cn和發電機功角δ_m1作為一個電氣周波中的實時發電機功角，多組同步發電機電氣量為多組機端電壓相量、定子電流相量、機端電壓相量和定子電流相量之間的相角差，其中ΔT為機端電壓相量和定子電流相量的采樣周期，將間隔時間為ΔT的多組同步發電機電氣量代入計算出多組發電機功角δ_c2、δ_c3……δ_cN并與發電機功角δ_m1作為一個電氣周波中的實時發電機功角。

207，通過計算多個電氣周波中的實時發電機功角得到發電機功角δ的波形；

在本發明實施例中，在根據同步發電機交軸同步電抗X_qs、同步發電機模型以及從一個電氣周波中采集的間隔時間為ΔT的多組同步發電機電氣量分別計算與每組同步發電機電氣量對應的發電機功角δ_cn并將計算出來的多組發電機功角δ_cn和發電機功角δ_m1作為一個電氣周波中的實時發電機功角之后，還需要通過計算多個電氣周波中的實時發電機功角得到發電機功角δ的波形，例如，通過第一個電氣周波的計算得到相應的實時發電機功角δ_m1、δ_c2、δ_c3……δ_cN，在第二個電氣周波中，先計算出發電機功角δ_mN+1，然后反推出同步電抗，進而通過間隔時間為ΔT的多組同步發電機電氣量計算出多組發電機功角δ_cN+2、δ_cN+3……，并與δ_mN+1作為第二個電氣周波的實時發電機功角δ_mN+1、δ_cN+2、δ_cN+3……，以此類推，計算多個電氣周波之后將得到由δ_m1、δ_c2、δ_c3、……、δ_cN、δ_mN+1、δ_cN+2、δ_cN+3、……、δ_cN+M……等實測值和計算值組成發電機功角δ的實測波形。

需要說明的是，前述的同步電抗X_qs雖然在本領域中代表凸極發電機的同步電抗，然而本發明不限于凸極機，也適用于隱極機，只需要將X_qs換為X_t，所以可以將本發明實施例中X_qs理解為同步電抗，既代表凸極機的同步電抗，也代表隱極機的同步電抗。

請參閱圖3，本發明實施例提供了一種同步發電機功角實時測量裝置的第一實施例，包括：

第一功角計算單元301，用于根據預置的發電機正常運行時一個電氣周波中轉子位置和機端電壓U_t、發電機初相角δ₀計算發電機功角δ_m1；

同步電抗計算單元302，用于根據機端電壓相量U_t和預置的與機端電壓相量U_t同一時間測量的定子電流相量I、機端電壓相量U_t和定子電流相量I之間的相角差同步發電機模型以及發電機功角δ_m1計算同步發電機交軸同步電抗X_qs，其中R_a為發電機的定子電阻；

第二功角計算單元303，用于根據同步發電機交軸同步電抗X_qs、同步發電機模型以及預置的間隔時間為ΔT的多組同步發電機電氣量分別計算與每組同步發電機電氣量對應的發電機功角δ_cn并將計算出來的多組發電機功角δ_cn和發電機功角δ_m1作為一個電氣周波中的實時發電機功角，多組同步發電機電氣量為多組機端電壓相量、定子電流相量、機端電壓相量和定子電流相量之間的相角差。

請參閱圖4，本發明實施例提供了一種同步發電機功角實時測量裝置的第二實施例，包括：

初始化單元401，用于初始化同步發電機空載時的轉子位置和空載電勢E_q0。

發電機初相角計算單元4021，用于根據預置的同步發電機空載時的轉子位置和空載電勢E_q0并計算發電機初相角δ₀。

獲取單元4022，用于在一個電氣周波中獲取測量的轉子位置的同時實時獲取電氣量，所述電氣量具體包括機端電壓、定子電流相量、機端電壓相量和定子電流相量之間的相角差。

第一功角計算單元403，用于根據預置的發電機正常運行時一個電氣周波中轉子位置和機端電壓U_t、發電機初相角δ₀計算發電機功角δ_m1；

同步電抗計算單元404，用于根據機端電壓相量U_t和預置的與機端電壓相量U_t同一時間測量的定子電流相量I、機端電壓相量U_t和定子電流相量I之間的相角差同步發電機模型以及發電機功角δ_m1計算同步發電機交軸同步電抗X_qs，其中R_a為發電機的定子電阻；

第二功角計算單元405，用于根據同步發電機交軸同步電抗X_qs、同步發電機模型以及預置的間隔時間為ΔT的多組同步發電機電氣量分別計算與每組同步發電機電氣量對應的發電機功角δ_cn并將計算出來的多組發電機功角δ_cn和發電機功角δ_m1作為一個電氣周波中的實時發電機功角，多組同步發電機電氣量為多組機端電壓相量、定子電流相量、機端電壓相量和定子電流相量之間的相角差。

功角波形形成單元406，用于通過計算多個電氣周波中的實時發電機功角得到發電機功角δ的波形。

第一功角計算單元403具體包括：

夾角計算子單元4031，用于根據預置的發電機正常運行時一個電氣周波中轉子位置和機端電壓U_t計算轉子位置和機端電壓U_t的夾角δ₁；

功角確定子單元4032，用于根據夾角δ₁和預置的發電機初相角δ₀計算發電機功角δ_m1。

所屬領域的技術人員可以清楚地了解到，為描述的方便和簡潔，上述描述的系統，裝置和單元的具體工作過程，可以參考前述方法實施例中的對應過程，在此不再贅述。

在本申請所提供的幾個實施例中，應該理解到，所揭露的系統，裝置和方法，可以通過其它的方式實現。例如，以上所描述的裝置實施例僅僅是示意性的，例如，所述單元的劃分，僅僅為一種邏輯功能劃分，實際實現時可以有另外的劃分方式，例如多個單元或組件可以結合或者可以集成到另一個系統，或一些特征可以忽略，或不執行。另一點，所顯示或討論的相互之間的耦合或直接耦合或通信連接可以是通過一些接口，裝置或單元的間接耦合或通信連接，可以是電性，機械或其它的形式。

所述作為分離部件說明的單元可以是或者也可以不是物理上分開的，作為單元顯示的部件可以是或者也可以不是物理單元，即可以位于一個地方，或者也可以分布到多個網絡單元上。可以根據實際的需要選擇其中的部分或者全部單元來實現本實施例方案的目的。

另外，在本發明各個實施例中的各功能單元可以集成在一個處理單元中，也可以是各個單元單獨物理存在，也可以兩個或兩個以上單元集成在一個單元中。上述集成的單元既可以采用硬件的形式實現，也可以采用軟件功能單元的形式實現。

所述集成的單元如果以軟件功能單元的形式實現并作為獨立的產品銷售或使用時，可以存儲在一個計算機可讀取存儲介質中。基于這樣的理解，本發明的技術方案本質上或者說對現有技術做出貢獻的部分或者該技術方案的全部或部分可以以軟件產品的形式體現出來，該計算機軟件產品存儲在一個存儲介質中，包括若干指令用以使得一臺計算機設備(可以是個人計算機，服務器，或者網絡設備等)執行本發明各個實施例所述方法的全部或部分步驟。而前述的存儲介質包括：U盤、移動硬盤、只讀存儲器(ROM，Read-Only Memory)、隨機存取存儲器(RAM，Random Access Memory)、磁碟或者光盤等各種可以存儲程序代碼的介質。

以上所述，以上實施例僅用以說明本發明的技術方案，而非對其限制；盡管參照前述實施例對本發明進行了詳細的說明，本領域的普通技術人員應當理解：其依然可以對前述各實施例所記載的技術方案進行修改，或者對其中部分技術特征進行等同替換；而這些修改或者替換，并不使相應技術方案的本質脫離本發明各實施例技術方案的精神和范圍。