本發(fā)明涉及微電網(wǎng)領域，特別涉及一種基于需求側(cè)管理的光伏微網(wǎng)多目標調(diào)度方法

背景技術：

分布式發(fā)電作為可再生能源利用的主要形式之一，近年來得到迅速發(fā)展。為了解決大規(guī)模分布式發(fā)電給電網(wǎng)運行控制帶來的困難，具有能量自治管理與控制能力的微電網(wǎng)得到了廣泛關注和發(fā)展。微電網(wǎng)主要由分布式電源、儲能系統(tǒng)、負荷，以及能量管理系統(tǒng)(Energy management system,EMS)、保護系統(tǒng)和監(jiān)控系統(tǒng)等部分構成，其可以作為一個整體獨立運行，也可以與大電網(wǎng)并列運行，從而能夠為大電網(wǎng)提供有力的補充和支撐，是智能電網(wǎng)的重要組成部分。圖1為典型光伏微電網(wǎng)的結構原理，其主要由分布式光伏電源、電池儲能(Battery energy storage system,BESS)、固定負荷(Fixed load,FL)、可轉(zhuǎn)移負荷(Transferable load,TL)、EMS等組件構成。圖1中，光伏陣列通過DC/AC逆變器并入交流母線，采用最大功率跟蹤控制策略；儲能系統(tǒng)通過電壓源型雙向功率變換器并聯(lián)在交流母線上，主要用于微電網(wǎng)的功率和能量的調(diào)節(jié)；交流母線則通過快速切換開關接入公用配電網(wǎng)，通過控制開關的通斷實現(xiàn)微電網(wǎng)在孤島/并網(wǎng)兩種模式下切換。EMS通過與其他組件之間的通訊，實現(xiàn)微電網(wǎng)內(nèi)各個模塊的協(xié)調(diào)與控制，是微電網(wǎng)優(yōu)化運行控制的關鍵。

光伏微電網(wǎng)具有兩種運行模式，即孤島模式和并網(wǎng)模式。在孤島運行模式下，儲能系統(tǒng)一般采用V/f控制方式，建立并維持系統(tǒng)的電壓及頻率穩(wěn)定；而在并網(wǎng)模式下，儲能系統(tǒng)一般采用PQ控制方式，其可根據(jù)經(jīng)濟運行的需要進行能量調(diào)節(jié)。

經(jīng)濟運行調(diào)度是微電網(wǎng)能量管理及運行控制研究中一個重要內(nèi)容，其目標是在滿足負荷電能需求的同時實現(xiàn)綜合效益的最大化，是體現(xiàn)微電網(wǎng)經(jīng)濟效益的關鍵。同時，由于微電網(wǎng)通常容量很小，較小的電源或負荷波動都會對其優(yōu)化運行調(diào)度帶來較大影響。因此，研究微電網(wǎng)經(jīng)濟運行問題具有重要的理論和工程意義。然而，目前仍缺乏針對含需求側(cè)管理的、電源單一的、運行狀態(tài)切換頻繁等特點的微網(wǎng)系統(tǒng)運行的優(yōu)化調(diào)度方法。

技術實現(xiàn)要素：

本發(fā)明的目的是提供一種基于需求側(cè)管理的光伏微網(wǎng)多目標調(diào)度方法，通過對模型的優(yōu)化，得到最優(yōu)的調(diào)度方法，提高微電網(wǎng)的運行經(jīng)濟性。

為了達到上述目的，本發(fā)明的技術方案如下:

本發(fā)明包括如下步驟：步驟1：根據(jù)包含需求側(cè)管理的光伏微網(wǎng)系統(tǒng)的結構和運行模式，以系統(tǒng)總的運行費用最低和儲能的循環(huán)電量最小為目標函數(shù)，建立基于需求側(cè)管理的光伏微網(wǎng)多目標優(yōu)化調(diào)度模型；

步驟2：確定基于需求側(cè)管理的光伏微網(wǎng)系統(tǒng)的多目標優(yōu)化調(diào)度模型的決策變量及其約束條件；

步驟3：確定光伏微網(wǎng)系統(tǒng)的參數(shù)以及系統(tǒng)優(yōu)化的初始值；對目標函數(shù)進行求解；步驟4：根據(jù)不同天氣預測情況光伏微網(wǎng)運行情況，通過多目標優(yōu)化算法，得到非支配解前沿面，進而獲得多個Pareto最優(yōu)解；

步驟5：根據(jù)不同的日照強度及分時電價數(shù)據(jù)，得出對基于需求側(cè)管理的光伏微網(wǎng)系統(tǒng)總運行費用和儲能循環(huán)電量較小的優(yōu)化方案，決策者選擇對含需求側(cè)管理的光伏微網(wǎng)系統(tǒng)運行的最優(yōu)調(diào)度方案。

所述的步驟3中確定的參數(shù)包括如下數(shù)據(jù)：

(1)根據(jù)光伏電池組數(shù)、日照條件、光伏組件傾角和環(huán)境溫度因素確定得到光伏發(fā)電功率；

(2)通過微電網(wǎng)短期負荷預測方法得到t時段的固定負荷功率P_FL(t)；

(3)確定決策變量t_s和P_b(t)的初始值，其中決策變量的初始值是通過在各自取值范圍內(nèi)隨機產(chǎn)生，而后續(xù)迭代過程中的值由多目標優(yōu)化算法決定；

最小化系統(tǒng)總運行費用的目標函數(shù)為：

最小化儲能循環(huán)電量的目標函數(shù)為：

其中，T為優(yōu)化的時段數(shù)；ΔT為單位時間間隔；P_g(t)為單位時間間隔內(nèi)與配電網(wǎng)交換的平均功率(購電時為正，售電時為負)；p_r(t)為單位時間間隔內(nèi)平均交易價格；上標TL代表可轉(zhuǎn)移負荷；ρ_k為第k類可轉(zhuǎn)移負荷的單位補償費用；m為可轉(zhuǎn)移負荷的種類數(shù)；t_b和t_s分別表示可轉(zhuǎn)移負荷的轉(zhuǎn)移前和轉(zhuǎn)移后開始工作時段；為第k類可轉(zhuǎn)移負荷從t_b時段轉(zhuǎn)入t_s時段的量；為第k類可轉(zhuǎn)移負荷從t_b時段轉(zhuǎn)入t_s時段的單元數(shù)量；為第k類可轉(zhuǎn)移負荷的基本單元量；P_B(t)和P_b(t)分別為t時段儲能系統(tǒng)的放電功率和充放電交換功率，其中P_b(t)充電時為正，放電時為負。

多目標調(diào)度模型的決策變量為：第k類可轉(zhuǎn)移負荷從t_b時段轉(zhuǎn)入t_s時段的單元數(shù)量可轉(zhuǎn)移負荷轉(zhuǎn)移后開始工作時刻t_s，儲能系統(tǒng)的充放電交換功率P_b(t)；約束條件為：

(1)系統(tǒng)功率平衡約束:含需求側(cè)管理的光伏微網(wǎng)系統(tǒng)在運行過程中滿足功率平衡關系；當光伏微電網(wǎng)孤島運行時，其與配電網(wǎng)之間沒有電能交換，即P_g(t)＝0，從而微電網(wǎng)內(nèi)部需要實現(xiàn)功率的實時平衡，有：

P_b(t)+P_L(t)-P_pv(t)＝0

而當處于并網(wǎng)運行時，則有：

P_g(t)＝P_b(t)+P_L(t)-P_pv(t)

其中，

式中，P_pv(t)為光伏發(fā)電功率；P_L(t)為t時段負荷側(cè)的總負荷功率，其包括固定負荷和轉(zhuǎn)移后的可轉(zhuǎn)移負荷；P_FL(t)為t時段的固定負荷功率；為轉(zhuǎn)移后t時段的第k類可轉(zhuǎn)移負荷量；為轉(zhuǎn)移前t時段的可轉(zhuǎn)移負荷量，Lk為第k類可轉(zhuǎn)移負荷的持續(xù)工作時間；

(2)儲能系統(tǒng)的充放電功率和SOC約束：儲能系統(tǒng)的充放電功率受雙向AC/DC功率變換器額定容量的約束，故應滿足約束：

式中，P_{b_rat}和E_{b_rat}分別為儲能系統(tǒng)的額定功率和額定容量；SOC_max和SOC_min分別是儲能系統(tǒng)SOC的上限和下限；另外，儲能系統(tǒng)的當前荷電量E_b(t)可通過下式遞推得到，即

式中，η_b是儲能系統(tǒng)的充/放電效率；荷電量E_b(t)應滿足

E_{b_rat}SOC_min≤E_b(t)≤E_{b_rat}SOC_max

同時，考慮到每個優(yōu)化周期具有連續(xù)性，故應使每個優(yōu)化周期的儲能系統(tǒng)初始SOC保持一致，即有

E_b(0)＝E_b(T)

(3)可轉(zhuǎn)移負荷相關約束，對于可轉(zhuǎn)移負荷，t時段轉(zhuǎn)入/轉(zhuǎn)出的負荷容量約束可表示為

式中，和分別為t時段第k類可轉(zhuǎn)移負荷允許的最大轉(zhuǎn)入量和轉(zhuǎn)出量；可轉(zhuǎn)移負荷允許轉(zhuǎn)移時間約束

式中，S_k為第k類可轉(zhuǎn)移負荷允許轉(zhuǎn)移的時間范圍；

(4)聯(lián)絡線路功率約束：微電網(wǎng)與配電網(wǎng)之間的交換功率受到聯(lián)絡線路的約束，即

P_g(t)≤min{P_{line_max},P_T}

式中，P_T為配電變壓器的額定功率，P_{line_max}為聯(lián)絡線路允許的最大傳輸功率。目標函數(shù)的求解包括如下步驟，

①讀入預測的光伏發(fā)電功率P_pv(t)和固定負荷功率P_FL(t)，以及決策變量t_s和P_b(t)的值，其中決策變量的初始值是通過在各自取值范圍內(nèi)隨機產(chǎn)生，而后續(xù)迭代過程中的值由NSGA-II算法決定；

②計算各優(yōu)化時段的總負荷量P_L(t)。

③計算各優(yōu)化時段的儲能系統(tǒng)充放電功率及SOC。在每個優(yōu)化時段，首先根據(jù)光伏微電網(wǎng)孤島運行模式計算P_b(t)，并根據(jù)儲能系統(tǒng)的充放電功率和SOC約束對其進行校驗，如果不滿足約束，則切換至并網(wǎng)模式，并在充放電功率約束的約束范圍內(nèi)隨機產(chǎn)生新的P_b(t)，并據(jù)此求取當前時段儲能系統(tǒng)SOC；在最后一個優(yōu)化時段T時，SOC還需要滿足每個優(yōu)化周期的儲能系統(tǒng)初始SOC保持一致；

④計算光伏微電網(wǎng)與配電網(wǎng)之間的交換功率P_g(t)。在微電網(wǎng)切換至并網(wǎng)運行模式時，則根據(jù)步驟2中確定的儲能系統(tǒng)功率P_b(t)，按照并網(wǎng)運行時系統(tǒng)功率平衡約束計算交換功率P_g(t)，并使用聯(lián)絡線路功率約束進行校驗，如果不滿足約束，則使用罰函數(shù)進行處理；

⑤計算優(yōu)化目標函數(shù)。根據(jù)分時購/售電電價，計算得到優(yōu)化周期內(nèi)的系統(tǒng)運行總費用F和優(yōu)化周期內(nèi)的儲能系統(tǒng)循環(huán)電量E。

本發(fā)明可以針對不同日照情況，針對光伏微網(wǎng)系統(tǒng)能量優(yōu)化調(diào)度問題的研究，提出調(diào)度優(yōu)化方案；提出的優(yōu)化調(diào)度模型，可為考慮需求側(cè)管理的光伏微網(wǎng)能量調(diào)度提供理論依據(jù)和技術支持，提高微網(wǎng)系統(tǒng)運行的高效性、穩(wěn)定性和經(jīng)濟性。

附圖說明

圖1為現(xiàn)有技術中微電網(wǎng)的結構框圖。

圖2為優(yōu)化目標函數(shù)的計算流程圖

圖3為采用改進的非支配排序遺傳算法，在不同天氣下的考慮需求側(cè)管理時的優(yōu)化調(diào)度Pareto最優(yōu)解的示意圖

圖4為采用改進的非支配排序遺傳算法，在不同天氣下的不考慮需求側(cè)管理時的優(yōu)化調(diào)度Pareto最優(yōu)解的示意圖

具體實施方式

含需求側(cè)管理的光伏微網(wǎng)系統(tǒng)的運行策略為:(1)根據(jù)微電網(wǎng)本身具有的特點，光伏微電網(wǎng)可以工作于孤島和并網(wǎng)兩種模式下，但優(yōu)先考慮在孤島模式下運行，只有在微電網(wǎng)無法滿足孤島運行條件，系統(tǒng)本身不能實現(xiàn)功率或能量平衡時，方切換至并網(wǎng)運行模式；(2)負荷主要包括固定負荷和可轉(zhuǎn)移負荷，且假設負荷分布特性均已知，同時可轉(zhuǎn)移負荷只有在工作時間被轉(zhuǎn)移的情況下，微電網(wǎng)才需要提供相應的補償，否則不考慮補償費用；(3)最大限度地利用光伏發(fā)電的電能，優(yōu)化建模時不考慮棄光問題，且假設光伏出力能夠準確預測；(4)作為運行優(yōu)化問題，本文不考慮光伏或儲能系統(tǒng)發(fā)生故障而退出運行的情況，同時不計及微電網(wǎng)本身的建設和運維費用，即在微電網(wǎng)不從公用電網(wǎng)購電情況下，其發(fā)電費用忽略不計；(5)由于儲能系統(tǒng)的放電深度會直接影響其使用壽命，因此本發(fā)明除了將光伏微電網(wǎng)的運行總費用作為優(yōu)化目標外，還將儲能循環(huán)電量也作為運行優(yōu)化目標之一，從而構建為多目標優(yōu)化問題。綜上，必須保證光伏微網(wǎng)系統(tǒng)安全、穩(wěn)定、高效率的運行。

本發(fā)明提供考慮需求側(cè)管理的光伏微網(wǎng)多目標優(yōu)化調(diào)度方法，該方法的步驟為：

步驟1:構建考慮需求側(cè)管理的光伏微網(wǎng)多目標優(yōu)化調(diào)度模型的目標函數(shù)；在滿足系統(tǒng)穩(wěn)定運行的情況下，設計優(yōu)化目標如下：(1)最小化系統(tǒng)總運行費用；(2)最小化儲能循環(huán)電量；

目標函數(shù)如下：

式中，T為優(yōu)化的時段數(shù)；ΔT為單位時間間隔；P_g(t)為單位時間間隔內(nèi)與配電網(wǎng)交換的平均功率(購電時為正，售電時為負)；p_r(t)為單位時間間隔內(nèi)平均交易價格；上標TL代表可轉(zhuǎn)移負荷；ρ_k為第k類可轉(zhuǎn)移負荷的單位補償費用；m為可轉(zhuǎn)移負荷的種類數(shù)；t_b和t_s分別表示可轉(zhuǎn)移負荷的轉(zhuǎn)移前和轉(zhuǎn)移后開始工作時段；為第k類可轉(zhuǎn)移負荷從t_b時段轉(zhuǎn)入t_s時段的量；為第k類可轉(zhuǎn)移負荷從t_b時段轉(zhuǎn)入t_s時段的單元數(shù)量；為第k類可轉(zhuǎn)移負荷的基本單元量；P_B(t)和P_b(t)分別為t時段儲能系統(tǒng)的放電功率和充放電交換功率，其中P_b(t)充電時為正，放電時為負。

步驟2：確定考慮需求側(cè)管理的光伏微網(wǎng)系統(tǒng)的多目標調(diào)度模型的決策變量及其約束條件；

根據(jù)所設定的針對考慮需求側(cè)管理的光伏微網(wǎng)系統(tǒng)的多目標調(diào)度模型的決策變量為：第k類可轉(zhuǎn)移負荷從t_b時段轉(zhuǎn)入t_s時段的單元數(shù)量可轉(zhuǎn)移負荷轉(zhuǎn)移后開始工作時刻t_s，儲能系統(tǒng)的充放電交換功率P_b(t)；

根據(jù)優(yōu)化目標設定的考慮需求側(cè)管理的光伏微網(wǎng)系統(tǒng)的多目標優(yōu)化調(diào)度模型的約束條件包括四個方面：(1)系統(tǒng)功率平衡約束；(2)儲能系統(tǒng)的充放電功率和SOC約束；(3)可轉(zhuǎn)移負荷相關約束；(4)聯(lián)絡線路功率約束；

(1)系統(tǒng)功率平衡約束；含需求側(cè)管理的光伏微網(wǎng)系統(tǒng)在運行過程中滿足功率平衡關系；當光伏微電網(wǎng)孤島運行時，其與配電網(wǎng)之間沒有電能交換，即P_g(t)＝0，從而微電網(wǎng)內(nèi)部需要實現(xiàn)功率的實時平衡，有：

P_b(t)+P_L(t)-P_pv(t)＝0

而當處于并網(wǎng)運行時，則有：

P_g(t)＝P_b(t)+P_L(t)-P_pv(t)

其中，

式中，P_pv(t)為光伏發(fā)電功率；P_L(t)為t時段負荷側(cè)的總負荷功率，其包括固定負荷和轉(zhuǎn)移后的可轉(zhuǎn)移負荷；P_FL(t)為t時段的固定負荷功率；為轉(zhuǎn)移后t時段的第k類可轉(zhuǎn)移負荷量；為轉(zhuǎn)移前t時段的可轉(zhuǎn)移負荷量，Lk為第k類可轉(zhuǎn)移負荷的持續(xù)工作時間。

(2)儲能系統(tǒng)的充放電功率和SOC約束：儲能系統(tǒng)的充放電功率受雙向AC/DC功率變換器額定容量的約束，故應滿足約束：

式中，P_{b_rat}和E_{b_rat}分別為儲能系統(tǒng)的額定功率和額定容量；SOC_max和SOC_min分別是儲能系統(tǒng)SOC的上限和下限。另外，儲能系統(tǒng)的當前荷電量E_b(t)可通過下式遞推得到，即

式中，η_b是儲能系統(tǒng)的充/放電效率；荷電量E_b(t)應滿足

E_{b_rat}SOC_min≤E_b(t)≤E_{b_rat}SOC_max

同時，考慮到每個優(yōu)化周期具有連續(xù)性，故應使每個優(yōu)化周期的儲能系統(tǒng)初始SOC保持一致，即有

E_b(0)＝E_b(T)

(3)可轉(zhuǎn)移負荷相關約束，對于可轉(zhuǎn)移負荷，t時段轉(zhuǎn)入/轉(zhuǎn)出的負荷容量約束可表示為

式中，和分別為t時段第k類可轉(zhuǎn)移負荷允許的最大轉(zhuǎn)入量和轉(zhuǎn)出量。可轉(zhuǎn)移負荷允許轉(zhuǎn)移時間約束

式中，S_k為第k類可轉(zhuǎn)移負荷允許轉(zhuǎn)移的時間范圍。

(4)聯(lián)絡線路功率約束：微電網(wǎng)與配電網(wǎng)之間的交換功率受到聯(lián)絡線路的約束，即

P_g(t)≤min{P_{line_max},P_T}

式中，P_T為配電變壓器的額定功率，P_{line_max}為聯(lián)絡線路允許的最大傳輸功率。

步驟3：考慮需求側(cè)管理的光伏微網(wǎng)多目標優(yōu)化調(diào)度模型求解前，確定以下基礎數(shù)據(jù)：(1)根據(jù)光伏電池組數(shù)、日照條件、光伏組件傾角和環(huán)境溫度等因素確定得到光伏發(fā)電功率；(2)通過微電網(wǎng)短期負荷預測方法得到t時段的固定負荷功率P_FL(t)；(3)確定決策變量t_s和P_b(t)的初始值，其中決策變量的初始值是通過在各自取值范圍內(nèi)隨機產(chǎn)生，而后續(xù)迭代過程中的值由多目標優(yōu)化算法決定；(4)分時電價、光伏微網(wǎng)系統(tǒng)相關參數(shù)、聯(lián)絡線功率及多目標優(yōu)化算法的相關參數(shù)設置的確定。

步驟4：根據(jù)不同天氣預測情況光伏微網(wǎng)運行情況，通過多目標優(yōu)化算法，得到非支配解前沿面，進而獲得多個Pareto最優(yōu)解；

步驟5：根據(jù)不同的日照強度及分時電價數(shù)據(jù)，得出對基于需求側(cè)管理的光伏微網(wǎng)系統(tǒng)總運行費用和儲能循環(huán)電量較小的優(yōu)化方案，決策者選擇對含需求側(cè)管理的光伏微網(wǎng)系統(tǒng)運行的最優(yōu)調(diào)度方案。

本發(fā)明中所述的多目標算法采用非支配排序遺傳算法中的NSGA-II算法，該算法適合于求解非線性、多目標、多約束的優(yōu)化問題，是目前廣受關注的多目標優(yōu)化問題求解算法之一。NSGA-II算法模型已經(jīng)非常成熟，這里其算法不做詳細說明。

如圖2所示為本發(fā)明的目標函數(shù)的計算方法，包括如下步驟：

①讀入預測的光伏發(fā)電功率P_pv(t)和固定負荷功率P_FL(t)，以及決策變量t_s和P_b(t)的值，其中決策變量的初始值是通過在各自取值范圍內(nèi)隨機產(chǎn)生，而后續(xù)迭代過程中的值由NSGA-II算法決定；

②根據(jù)式和計算各優(yōu)化時段的總負荷量P_L(t)。

③計算各優(yōu)化時段的儲能系統(tǒng)充放電功率及SOC。在每個優(yōu)化時段，首先假設光伏微電網(wǎng)孤島運行，根據(jù)式P_b(t)+P_L(t)-P_pv(t)＝0計算P_b(t)，并按照式E_{b_rat}SOC_min≤E_b(t)≤E_{b_rat}SOC_max

對其進行校驗，如果不滿足約束，則切換至并網(wǎng)模式，并在式的約束范圍內(nèi)隨機產(chǎn)生新的P_b(t)，并據(jù)此求取當前時段儲能系統(tǒng)SOC。當然，如果是最后一個優(yōu)化時段T，SOC還需要滿足式E_b(0)＝E_b(T)的約束；

④計算光伏微電網(wǎng)與配電網(wǎng)之間的交換功率P_g(t)。如果微電網(wǎng)切換至并網(wǎng)運行模式，則可根據(jù)步驟2中確定的儲能系統(tǒng)功率P_b(t)，按照式P_g(t)＝P_b(t)+P_L(t)-P_pv(t)計算交換功率P_g(t)，并使用式P_g(t)≤min{P_{line_max,}P_T}進行校驗，如果不滿足約束，則使用罰函數(shù)進行處理；

⑤計算優(yōu)化目標函數(shù)。根據(jù)分時購/售電電價，由式得到優(yōu)化周期內(nèi)的系統(tǒng)運行總費用F；根據(jù)式可求得優(yōu)化周期內(nèi)的儲能系統(tǒng)循環(huán)電量E。

本發(fā)明公開了一例為采用NSGA-II多目標優(yōu)化算法，在不同的天氣情況下以及考慮DSM和不考慮DSM情況下得到的系統(tǒng)總運行費用和儲能循環(huán)電量的函數(shù)關系圖。圖3和4均為兩目標的優(yōu)化結果，其中，圖3為不同天氣下的考慮需求側(cè)管理時的優(yōu)化調(diào)度Pareto最優(yōu)解情況；圖4為兩種天氣下的不考慮需求側(cè)管理時的優(yōu)化調(diào)度Pareto最優(yōu)解的情況。決策者可通過優(yōu)化結果得到的Pareto解集觀察到考慮需求側(cè)管理對于提高微電網(wǎng)的運行經(jīng)濟有顯著作用。決策者可充分考慮到總運行費用和儲能系統(tǒng)循環(huán)電量兩個優(yōu)化目標的沖突影響，在實際的應用中選取某一折衷調(diào)度方案。

本發(fā)明適用于針對光伏微電網(wǎng)具有電源單一、出力波動大、運行狀態(tài)切換頻繁等特點，提出了一種能夠適用于孤島和并網(wǎng)兩種運行模式的多目標優(yōu)化調(diào)度方法，此方法具體包括統(tǒng)一模型的建立和求解策略的提出；實現(xiàn)了對含需求側(cè)管理的光伏微網(wǎng)系統(tǒng)的運行調(diào)度方案的優(yōu)化；可為考慮需求側(cè)管理的光伏微網(wǎng)系統(tǒng)的優(yōu)化調(diào)度提供理論依據(jù)和技術支撐；提高系統(tǒng)運行的安全性、穩(wěn)定性、高效性。

上面結合附圖對本發(fā)明進行了示例性描述，顯然本發(fā)明具體實現(xiàn)并不受上述方式的限制，只要采用了本發(fā)明技術方案進行的各種非實質(zhì)性的改進，或未經(jīng)改進將本發(fā)明的構思和技術方案直接應用于其它場合的，均在本發(fā)明的保護范圍之內(nèi)。