具体实施方式

：

下面结合附图与实施例对本公开作进一步说明。

应该指出，以下详细说明都是例示性的，旨在对本申请提供进一步的说明。除非另有指明，本文使用的所有技术和科学术语具有与本申请所属技术领域的普通技术人员通常理解的相同含义。

需要注意的是，这里所使用的术语仅是为了描述具体实施方式，而非意图限制根据本申请的示例性实施方式。如在这里所使用的，除非上下文另外明确指出，否则单数形式也意图包括复数形式，此外，还应当理解的是，当在本说明书中使用术语“包含”和/或“包括”时，其指明存在特征、步骤、操作、器件、组件和/或它们的组合。

实施例1

为了保证风电场电磁暂态分析结果的准确性，在该实施例中公开了一种风电场电磁暂态分析方法，包括：

获取风电场各设备参数及各输电线路参数；

根据获取的参数，对限定好边界条件的风电场电磁暂态仿真模型进行仿真，获取风电场电磁暂态仿真结果，其中，边界条件的确定过程为：确定单影响因素的边界条件，判断影响因素间的关联性，根据关联性对单影响因素的边界条件进行调整，确定最终的边界条件；

根据风电场电磁暂态仿真结果，判断风电场的电磁暂态是否过限。

进一步的，对风电场电磁暂态的所有影响因素进行单因素敏感性分析，确定单影响因素的边界条件。

进一步的，对影响因素进行单因素敏感性分析的过程为：

选定影响因素中的一种影响因素进行改变，保持其余影响因素不变；

计算一种影响因素发生改变，其余因素保持不变时，工频过电压的大小变化量；

根据工频过电压的大小变化量，确定单影响因素的边界条件。

进一步的，对具备耦合关系的影响因素进行多因素耦合敏感性分析，判断影响因素间的关联性。

进一步的，多因素耦合敏感性分析具体为：

从具备耦合关系的影响因素中任意选择两个影响因素；

其中一个影响因素保持不变，将另一个影响因素进行改变；

确定一个影响因素保持不变，另一个影响因素发生改变时，工频过电压的大小变化量；

将该工频过电压的大小变化量与对保持不变的影响因素进行单因素敏感性分析时获得的工频过电压的大小变化量进行比较；

根据比较结果，确定这两个影响因素的关联性。

进一步的，风电场电磁暂态的影响因素包括串补运行方式、直流运行方式、风电场投产时序、火电机群开机方式、风电场出力，其中，火电机群开机方式、风电场处理、直流运行方式、风电场投产时序间存在耦合关系。

进一步的，当判定两个影响因素存在关联性时，在分析计算工频过电压时，留设定裕度。

结合锡盟“五站五线”及配套风电场对本实施例公开的一种风电场电磁暂态分析方法进行详细说明。

锡盟特高压输电通道送端配套36座总容量700万千瓦风电，采用“五站五线”方式进行汇集外送，分别汇集至宝力根、巴彦杭盖、别力古台、白音查干、阿尔善图5个500kV汇集站，接入锡林浩特换流站、胜利特高压站和锡盟特高压站，如图2所示。锡盟“五站五线”及配套工程新建5座500kV变电站，变电容量800万千伏安，新建500kV输电线路1166.1km，新建220kV风电场送出线路401.3km。

“五站五线”配套风电送出工程规模如下：

(1)锡林浩特市新能源送出工程

宝力根500kV汇集站及配套220kV送出工程新建500kV变电站1座，变电容量2×750MVA，新建宝力根汇集站-锡林浩特换流站500kV线路67km，新建220kV风电场送出线路98.8km。该工程为哈日阿图、北方乌达莱等5座风电场送出风电，风电总装机容量为1300MW。

(2)阿巴嘎旗新能源送出工程

别力古台500kV汇集站及配套220kV送出工程新建500kV变电站1座，变电容量2×750MVA，新建别力古台汇集站-胜利特高压站500kV线路106km，新建220kV风电场送出线路96.1km。该工程为中能额尔敦、华能那仁等9座风电场送出风电，风电总装机容量为1300MW。

(3)蓝旗新能源送出工程

阿尔善图500kV汇集站及配套220kV送出工程新建500kV变电站1座，变电容量2×750MVA，新建阿尔善图汇集站-锡盟特高压站500kV线路119km，新建220kV汇集线路126km。该工程为华润南梁、大唐学田地等7座风电场送出风电，风电总装机容量为1225MW。

(4)白旗新能源送出工程

白音查干500kV汇集站及配套220kV送出工程新建500kV变电站1座，变电容量2×1000MVA，新建白音查干汇集站-锡盟特高压站500kV线路208km，新建220kV风电场送出线路96.9km。该工程为深能新苏莫、华电英图等9座风电场送出风电，风电总装机总量为1800MW。

(5)东苏旗新能源送出工程

巴彦杭盖500kV汇集站及配套220kV送出工程新建500kV变电站1座，变电容量为2×750MVA，新建巴彦杭盖汇集站-锡林浩特换流站500kV线路200km，新建长度为52.486km的220kV风电场送出线路。该工程为特电风鼎、蒙能巴彦、京能温都尔等6座风电场送出风电，风电装机总量为1375MW。

对“五站五线”及配套风电场的电磁暂态研究内容包括：500kV线路操作过电压；500kV线路工频过电压；500kV线路潜供电流及恢复电压；500kV线路非全相谐振过电压；500kV侧空充主变操作过电压。

采用PSCAD/EMTDC 4.6版本，构建包括线路、变压器、避雷器、断路器等设备的“五站五线”及配套风电场的电磁暂态仿真模型，并根据“五站五线”及配套风电场的各设备参数及输电线路参数对仿真模型的各参数进行设定。设备参数包括设备出厂参数、设计参数；输电线路参数包括线路杆塔参数和励磁曲线等参数。

具体的“五站五线”及配套风电场的设备参数及输电线路参数包括：

阿尔善图500kV汇集站规模如下：

主变参数：ODFSZ-250000/500型油浸风冷式变压器，变电容量2×750MVA，变比为525/230±8×1.25％/35kV。

低压电容器参数：每台主变35kV侧配备1组低压电容器，额定容量为60Mvar。

(无功发生器)SVG参数：每台主变35kV侧配备1组SVG，额定容量为±60Mvar。

白音查干500kV汇集站规模如下：

主变参数：ODFSZ-334000/500型油浸风冷式变压器，变电容量2×1000MVA，变比为525/230±8×1.25％/35kV。

低压电容器参数：每台主变35kV侧配备4组低压电容器，额定容量为60Mvar。

SVG参数：每台主变35kV侧配备1组SVG，额定容量为±60Mvar。

巴彦杭盖500kV汇集站规模如下：

主变参数：ODFSZ-250000/500型油浸风冷式变压器，变电容量2×750MVA，变比为525/230±8×1.25％/35kV。

低压电容器参数：每台主变35kV侧配备3组低压电容器，额定容量为60Mvar。

SVG参数：每台主变35kV侧配备1组SVG，额定容量为±60Mvar。

别力古台500kV汇集站规模如下：

主变参数：ODFSZ-250000/500型油浸风冷式变压器，变电容量2×750MVA，变比为525/230±8×1.25％/35kV。

低压电容器参数：每台主变35kV侧配备1组低压电容器，额定容量为60Mvar。

SVG参数：每台主变35kV侧配备1组SVG，额定容量为±60Mvar。

宝力根500kV汇集站规模如下：

主变参数：ODFSZ-250000/500型油浸风冷式变压器，变电容量2×750MVA，变比为525/230±8×1.25％/35kV。

低压电容器参数：每台主变35kV侧配备1组低压电容器，额定容量为60Mvar。

SVG参数：每台主变35kV侧配备1组SVG，额定容量为±60Mvar。

500kV输电线路参数：

锡盟特高压站-阿尔善图汇集站(锡善一线)，导线型号4×JL/G1A-630/45-45/7，线路长度121.481km，全线单回架设，全程换位3次。

锡盟特高压站-白音查干汇集站(锡干一线)，导线型号4×JL/G1A-630/45-45/7，线路长度209.409km，全线单回架设，全程换位六次。

锡林浩特换流站-巴彦杭盖汇集站(林彦一线)，导线型号4×JL/G1A-630/45-45/7，线路长度199.743km，全线单回架设，全程换位五次。

胜利特高压站-别力古台汇集站(胜别一线)，导线型号4×JL/G1A-630/45-45/7，线路长度103.791km，全线单回架设，全程换位三次。

锡林浩特换流站-宝力根汇集站(林根一线)，导线型号4×JL/G1A-630/45-45/7，线路长度66.094km，全线单回架设，无换位。

高抗及中性点小抗参数：

500kV锡干一线配备1组线路高抗，额定电压525kV，额定容量150Mvar。高抗配备1组中性点小抗，额定容量为900kvar，无分接头。

500kV林彦一线配备1组线路高抗，额定电压550kV，额定容量180Mvar。高抗配备1组中性点小抗，额定容量为900kvar，无分接头。

断路器合闸电阻参数：

500kV锡善一线两侧锡盟特高压站及阿尔善图站侧断路器均不装设合闸电阻。

500kV锡干一线锡盟特高压站侧断路器无合闸电阻，白音查干汇集站500kV线路侧断路器安装合闸电阻，合闸电阻为400Ω，接入时间为10ms，三相断路器合闸不同期时间不大于5ms，分闸不同期时间不大于3ms。

500kV林彦一线锡林浩特换流站侧断路器装设合闸电阻，合闸电阻为400Ω，接入时间为10ms，三相断路器合闸不同期时间不大于5ms，分闸不同期时间不大于3ms。巴彦杭盖站侧500kV线路侧断路器装设合闸电阻，合闸电阻为425Ω，接入时间为10ms，三相断路器合闸不同期时间不大于5ms，分闸不同期时间不大于3ms。

500kV胜别一线两侧胜利特高压站及别力古台站侧断路器均未装设合闸电阻。

500kV林根一线锡林浩特换流站侧断路器装设合闸电阻，合闸电阻为400Ω，接入时间为10ms，三相断路器合闸不同期时间不大于5ms，分闸不同期时间不大于3ms。宝力根站500kV线路侧断路器不装设合闸电阻。

避雷器参数：

锡盟特高压站500kV线路侧避雷器(MOA)的额定电压为444kV，阿尔善图站线路侧避雷器的额定电压为444kV。

锡盟特高压站500kV线路侧避雷器(MOA)的额定电压为444kV，白音查干站线路侧避雷器的额定电压为444kV。

锡林浩特换流站500kV线路侧避雷器(MOA)的额定电压为420kV，巴彦杭盖站线路侧避雷器的额定电压为444kV。

胜利特高压站500kV线路侧避雷器(MOA)的额定电压为444kV，别力古台站侧避雷器的额定电压为444kV。

锡林浩特换流站500kV线路侧避雷器(MOA)的额定电压为420kV，宝力根站线路侧避雷器的额定电压为444kV。

其它技术参数：

(1)根据国家标准GB/T 50064-2014《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合设计规范》的规定，500kV系统的工频过电压水平不应超过线路断路器的变电站侧为1.3p.u.，线路断路器的线路侧为1.4p.u.

(2)根据国家标准GB/T 50064-2014《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合设计规范》的规定，500kV系统的操作过电压水平不应超过2.0p.u.

在对“五站五线”及配套风电场组成的锡盟特高压输电系统进行电磁暂态仿真分析时，需要合理确定电磁暂态仿真模型的边界条件，确保在合理的边界条件下进行电磁暂态计算。

确定电磁暂态仿真模型边界条件的具体过程为：

S1：确定影响电磁暂态的影响因素。

由于锡盟特高压输电系统作为风火电源打捆经串补外送的交直流混联电网，火电机群、风电场、串补、直流运行方式及“五站五线”投产时序等因素对启动调试过电压情况存在一定的影响。故确定电磁暂态的影响因素包括串补运行方式、直流运行方式、风电场投产时序、火电机群开机方式、风电场出力，其中，火电机群开机方式、风电场处理、直流运行方式、风电场投产时序间存在耦合关系。

S2：对电磁暂态的影响因素进行单因素敏感性分析，具体为：选定影响因素中的其中一种影响因素进行改变，除该种影响因素外，保持其余影响因素不变；计算其中一种影响因素发生改变，其余因素保持不变时，输电线路工频过电压的大小变化量；根据输电线路工频过电压的大小变化量，确定单影响因素的边界条件。

通过在PSCAD中搭建工频过电压计算模型，设置无故障甩负荷、单相接地三相甩负荷故障进行工频过电压计算。

单因素敏感性分析包括：

(1)在火电机群开机方式、风电场出力、直流运行方式及“五站五线”投产时序等因素不变的条件下，通过改变串补运行方式，进行串补运行方式的单因素敏感性分析。

工频过电压计算结果如下表所示，故障前，上级特高压站500kV母线电压为530kV。

经计算分析，隆化串补站不同运行方式下，同一条500kV线路工频过电压大小变化量不超过0.005p.u.，串补退出方式下过电压情况较串补投运严重，故设定串补运行方式的边界条件为隆化串补站未投入。

(2)在火电机群开机方式、风电场出力、串补运行方式及“五站五线”投产时序等因素不变的条件下，通过改变直流运行方式，进行直流运行方式单因素敏感性分析，工频过电压计算结果如下表所示，故障前，上级特高压站500kV母线电压为530kV。

经计算分析，直流不同运行方式下，同一条500kV线路工频过电压大小变化量不超过0.01p.u.，直流停运方式下过电压情况较直流投运严重，直流输送1000MW较其他情况严重，故直流停运过电压情况最严重，故设定直流运行方式下的边界条件为直流停运。

(3)工程启动调试分为两个阶段。第一阶段，上级特高压站通过500kV线路对500kV风电汇集站充电。第二阶段，500kV风电汇集站所接风电场依次并网。由于“五站五线”工程投产时序随时存在发生变化的可能性，因此，需针对“五站五线”工程投产时序对过电压的影响进行研究。在火电机群开机方式、风电场出力、串补及直流运行方式等因素不变的条件下，通过改变投产时序进行工程投产时序单因素敏感性分析。工频过电压计算结果如下表所示，故障前，上级特高压站500kV母线电压为530kV。

经计算分析，在不同的“五站五线”工程投产时序下，同一条500kV线路工频过电压大小变化量不超过0.002p.u.，同时500kV线路首末端容升基本维持不变，因此，“五站五线”工程投产时序对过电压的影响较小，工程投产时序发生变化不会对过电压计算结论造成影响，由于投产时序不会对工频过电压产生影响，故根据实际投产时序，确定投产时序下的边界条件。

(4)为研究锡林浩特换流站、胜利特高压站所接不同火电机群的开机组合对过电压的影响，将其分为3个火电机群：换流站机群：乌兰电厂，润青电厂；胜利1000kV机群：哈那电厂，马都电厂；胜利500kV机群：恩和电厂。考虑较严重情况，以送端5个火电厂共开5机为例，在风电场出力、串补、直流运行方式、“五站五线”工程投产时序等因素不变的条件下，改变火电机群开机方式进行火电机群开机方式单因素敏感性分析。工频过电压计算结果如下表所示，故障前，上级特高压站500kV母线电压为530kV。

经计算分析，在火电机群不同开机组合方式下，同一条500kV线路工频过电压大小变化量不超过0.01p.u.，同时500kV线路首末端容升基本维持不变，因此，火电机群不同开机组合方式对过电压结果影响较小，由于不同开机组合方式对过电压的影响较少，故根据电网实际运行情况，确定火电机群开机方式下的边界条件。

(5)影响工频过电压的因素有故障前线路输送潮流，特别是向线路输送无功潮流的大小，它决定了送端等值电源电势E’的大小，线路输送无功越大，送端等值电势E’也越高，工频过电压也相对较高。由于风电场风机出力后500kV线路容升基本维持不变，但风机控制策略会对系统电压有一定调节能力，对工频过电压有一定的抑制能力。同时，风电场风机出力后会降低线路无功潮流的大小，引起送端等值电势降低，导致工频过电压也相应降低。故在火电机群开机方式、串补、直流运行方式及“五站五线”投产时序等因素不变的条件下，进行风电场出力单因素敏感性分析。从接入锡盟特高压站、胜利特高压站、锡林浩特换流站的500kV汇集站下各选取一个风电场，工频过电压计算结果如下表所示，故障前，上级特高压站500kV母线电压为530kV。

经计算分析，风电场出力变化的情况下，同一条500kV线路工频过电压大小变化量不超过0.003p.u.，风电场风机不出力时过电压情况较严重，故确定风电场出力下的边界条件为风电场风机全部不出力。

S3：影响过电压大小的影响因素火电机群开机方式、风电场出力、直流运行方式及投产时序存在多因素耦合，因此有必要进行多因素耦合关系敏感性分析，找到强相关和弱相关的影响因素，以确定最终的边界条件。对具备耦合关系的影响因素进行多因素耦合敏感性分析，确定影响因素间的关联性，根据关联性对单影响因素的边界条件进行调整，确定最终的边界条件，多因素耦合敏感性分析为：从具备耦合关系的影响因素中任意选择两个影响因素；其中一个影响因素保持不变，将另一个影响因素进行改变；确定一个影响因素保持不变，另一个影响因素发生改变时，工频过电压的大小变化量；将该工频过电压的大小变化量与对保持不变的影响因素进行单因素敏感性分析时获得的工频过电压的大小变化量进行比较；根据比较结果，确定这两个影响因素的关联性，包括：

(1)风电场出力和火电机组开机耦合关系，考虑风电场出力和火电机组开机两两耦合，相互影响，选取风电场出力和不出力，火电机组开机根据前序计算结果选取高、中、低三个方案，进行耦合关系分析。工频过电压计算结果如下表所示，故障前，上级特高压站500kV母线电压为530kV。

经计算分析，在风电场由不出力变为出力，火电机群开机由高方案变为低方案时，工频过电压计算结果大小变化量不超过0.009p.u.，较之前火电机群不同开机组合方式单因素敏感性分析结果相差0.001p.u.。因此，风电场出力和火电机组开机组合两个因素相互之间为弱相关，可以解耦进行分析。

(2)风电场出力和直流运行方式耦合关系，考虑风电场出力和直流运行方式两两耦合，相互影响，选取风电场出力和不出力，直流运行方式选取直流停运、1000MW、3000MW三种情况，进行耦合关系分析。工频过电压计算结果如下表所示，故障前，上级特高压站500kV母线电压为530kV。

经计算分析，在风电场由不出力变为出力，直流运行方式由停运变为输送3000MW功率时，工频过电压计算结果大小变化量不超过0.008p.u.，较之前直流运行方式单因素敏感性分析结果相差0.002p.u.。因此，风电场出力和直流运行方式两个因素相互之间为弱相关，可以解耦进行分析。

(3)风电场出力和工程投产时序耦合关系

考虑风电场出力和工程投产时序两两耦合，相互影响，选取风电场出力和不出力，工程投产时序选取本站作为第一个站投运和本站作为第五个站投运两种情况，进行耦合关系分析。工频过电压计算结果如下表所示，故障前，上级特高压站500kV母线电压为530kV。

经计算分析，在本站作为第一个站投运变为本站作为第五个站投运，风电场由不出力变为出力时，工频过电压计算结果大小变化量不超过0.003p.u.，与之前风电场出力单因素敏感性分析结果一致。因此，工程投产时序和风电场出力两个因素相互之间为弱相关，可以解耦进行分析。

(4)工程投产时序和火电机组开机耦合关系

考虑工程投产时序和火电机组开机两两耦合，相互影响，选取本站作为第一个站投运和本站作为第五个站投运两种情况，火电机组开机根据前序计算结果选取高、中、低三个方案，进行耦合关系分析。工频过电压计算结果如下表所示，故障前，上级特高压站500kV母线电压为530kV。

经计算分析，在本站作为第一个站投运变为本站作为第五个站投运，火电机群开机由高方案变为低方案时，工频过电压计算结果大小变化量不超过0.01p.u.，与之前火电机群不同开机组合方式单因素敏感性分析结果一致。因此，工程投产时序和火电机组开机组合两个因素相互之间为弱相关，可以解耦进行分析。

(5)工程投产时序和直流运行方式耦合关系

考虑工程投产时序和直流运行方式两两耦合，相互影响，选取本站作为第一个站投运和本站作为第五个站投运两种情况，直流运行方式选取直流停运、1000MW、3000MW三种情况，进行耦合关系分析。工频过电压计算结果如下表所示，故障前，上级特高压站500kV母线电压为530kV。

经计算分析，在本站作为第一个站投运变为本站作为第五个站投运，直流运行方式由停运变为输送3000MW功率时，工频过电压计算结果大小变化量不超过0.01p.u.，与之前直流运行方式单因素敏感性分析结果一致。因此，工程投产时序和直流运行方式两个因素相互之间为弱相关，可以解耦进行分析。

(6)火电机组开机和直流运行方式耦合关系

考虑火电机组开机和直流运行方式两两耦合，相互影响，直流运行方式选取直流停运、1000MW、3000MW三种情况，火电机组开机根据前序计算结果选取高、中、低三个方案，进行耦合关系分析。工频过电压计算结果如下表所示，故障前，上级特高压站500kV母线电压为530kV。

经计算分析，直流运行方式由直流停运变为1000MW、3000MW时，火电机群开机由高方案变为低方案时，工频过电压计算结果大小变化量范围为0.002～0.02p.u.，因此，直流运行方式和火电机组开机组合两个因素相互之间有一定关联性，在计算过程中与标准要求值进行比较时，需留0.02P.U.裕度。

综上所述，火电机群开机方式、风电场出力、直流运行方式及投产时序单因素及多因素耦合对过电压的影响如下表所示：

单因素敏感性分析结果

多因素耦合敏感性分析结果

由上表可知，上述因素之间均为弱相关，可以解耦进行独立分析，得到的结论在多因素耦合时同样具有适用性，其中火电机群开机和直流运行方式两因素之间考虑一定裕度。结合电网实际运行情况，选取恩和、乌兰、润青、哈那、马都电厂各开一台机及直流停运方式作为边界条件，同时在工频过电压计算结论中留有0.02p.u.的裕度即可。故确定的最终的边界条件如下：

(1)隆化串补站未投入；

(2)锡林浩特换流站母线高抗退出运行；

(3)乌兰电厂母线高抗退出运行；

(4)恩和1台机运行，乌兰1台机运行，润青1台机运行，哈那1台机运行，马都1台机运行；

(5)锡泰直流停运；

(6)投产时序为阿尔善图→白音查干→巴彦杭盖→别力古台→宝力根；

(7)研究本汇集站时，前序汇集站所接风电场风机全部不出力；

(8)调相机退出运行。

根据最终的边界条件进行电磁暂态仿真分析，获取电磁暂态仿真分析结果，包括：操作过电压、工频过电压、潜供电流和恢复电压、非全相谐振过电压仿真分析结果。

根据获取的电磁暂态仿真分析结果，判断电磁暂态是否过限。

实施例2

在该实施例中，公开了一种风电场电磁暂态分析系统，包括：

数据获取模块，用于获取风电场各设备参数及各输电线路参数；

电磁暂态仿真模块，用于根据获取的参数，对限定好边界条件的风电场电磁暂态仿真模型进行仿真，获取风电场电磁暂态仿真结果，其中，边界条件的确定过程为：确定单影响因素的边界条件，判断影响因素间的关联性，根据关联性对单影响因素的边界条件进行调整，确定最终的边界条件；

电磁暂态判断模块，用于根据风电场电磁暂态仿真结果，判断风电场的电磁暂态是否过限。

实施例3

在该实施例中，公开了一种电子设备，包括存储器和处理器以及存储在存储器上并在处理器上运行的计算机指令，所述计算机指令被处理器运行时，完成实施例1公开的一种风电场电磁暂态分析方法所述的步骤。

实施例4

在该实施例中，公开了一种计算机可读存储介质，用于存储计算机指令，所述计算机指令被处理器执行时，完成实施例1公开的一种风电场电磁暂态分析方法所述的步骤。

以上仅为本申请的优选实施例而已，并不用于限制本申请，对于本领域的技术人员来说，本申请可以有各种更改和变化。凡在本申请的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本申请的保护范围之内。

本领域内的技术人员应明白，本申请的实施例可提供为方法、系统、或计算机程序产品。因此，本申请可采用完全硬件实施例、完全软件实施例、或结合软件和硬件方面的实施例的形式。而且，本申请可采用在一个或多个其中包含有计算机可用程序代码的计算机可用存储介质(包括但不限于磁盘存储器、CD-ROM、光学存储器等)上实施的计算机程序产品的形式。

本申请是参照根据本申请实施例的方法、设备(系统)、和计算机程序产品的流程图和/或方框图来描述的。应理解可由计算机程序指令实现流程图和/或方框图中的每一流程和/或方框、以及流程图和/或方框图中的流程和/或方框的结合。可提供这些计算机程序指令到通用计算机、专用计算机、嵌入式处理机或其他可编程数据处理设备的处理器以产生一个机器，使得通过计算机或其他可编程数据处理设备的处理器执行的指令产生用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的装置。

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保护范围之内。