风力发电机组快速起动方法、装置及计算机可读存储介质
技术领域
[0001] 本
发明涉及
风力发电技术领域，特别是涉及一种风力
发电机组快速起动方法、装置及计算机可读存储介质。
背景技术
[0002] 近年来，随着风电产业的快速发展，
风力发电机组作为一种能够将
风能转化为
电能的装置，也逐渐得到了重视。风力发电机组一般包括风力机、发电机和
塔架等，其通过风力推动风力机的
叶片转动，以带动发电机发电，从而实现将风能转化为电能。
[0003] 在使用风力机组的过程中，由于风力发电机组起停频繁，且风轮具有很大的
转动惯量，因此，如何使风力发电机组更快更平稳的起动显得尤为重要。另外，风力机组起动性能不仅影响开机时间，对并网过程也会产生相应的影响，因此，风力机的起动性能对于整个机组的效率影响很大。
[0004] 目前，现有风力发电机组一般包括定桨距发电机组和变桨距发电机组，而无论是定桨距发电机组，还是变桨距发电机组，它们均是以固定的桨距
角起动的。但是，在实施本发明的过程中，
发明人发现
现有技术中至少存在如下问题：当风力发电机组以固定的桨距角起动时，风力发电机组起动的时间较长，因此导致风力发电机组的运行效率低。
发明内容
[0005] 本发明的目的是提供一种风力发电机组快速起动方法、装置及计算机可读存储介质，以解决现有风力发电机组以固定的桨距角起动，导致风力发电机组起动时间长的技术问题，以提高风力发电机组的运行效率。
[0006] 为了解决上述技术问题，本发明提供一种风力发电机组快速起动的方法，包括以下步骤：
[0007] 获取风力机叶片的
气动数据，并根据所述气动数据得到风力发电机组的气动模型曲线簇；
[0008] 基于所述气动模型曲线簇，获得风力发电机组以
最大转矩起动时的桨距角控制曲线；
[0009] 对所述桨距角控制曲线进行校正，获得最优桨距角控制曲线，并基于所述最优桨距角控制曲线控制风力发电机组起动。
[0010] 与现有技术相比，本发明
实施例公开的风力发电机组快速起动的方法通过对获得的所述气动模型曲线簇进行分析计算，得到风力发电机组以最大转矩起动时的桨距角控制曲线，并基于所述桨距角控制曲线获得最优桨距角控制曲线，以控制风力发电机组起动，从而实现了在风力发电机组起动时动态调节桨距角，以使风力机叶片获得最大的
起动转矩，进而减少了风力发电机组的起动时间，有效地避免了由于风力发电机组以固定的桨距角起动，导致风力发电机组起动时间长的问题，因此提高了风力发电机组的运行效率。
[0011] 作为上述方案的改进，所述气动数据包括气动转矩数据，所述气动模型曲线簇包括气动转矩模型曲线簇；
[0012] 所述获取风力机叶片的气动数据，并根据所述气动数据得到风力发电机组的气动模型曲线簇，具体包括：
[0013] 获取风力机叶片在不同风速下的气动转矩数据；
[0014] 基于所述气动转矩数据，计算得到在不同桨距角及风速下，风力机叶片的转矩系数以及与所述转矩系数对应的
叶尖速比；
[0015] 以在同一桨距角下的转矩系数以及与所述转矩系数对应的所述叶尖速比为气动转矩点，并基于所述气动转矩点，采用插值法或曲线拟合法获得相应的气动转矩模型曲线；
[0016] 以获得的多条不同桨距角下的所述气动转矩模型曲线作为所述气动转矩模型曲线簇。
[0017] 作为上述方案的改进，所述基于所述气动转矩数据，计算得到在不同桨距角及风速下，风力机叶片的转矩系数以及与所述转矩系数对应的叶尖速比，具体包括：
[0018] 基于所述气动转矩数据，并利用下列公式计算得到在不同桨距角及风速下，风力机叶片的转矩系数以及与所述转矩系数对应的叶尖速比：
[0019]
[0020]
[0021] 其中，CT为转矩系数；λ为叶尖速比；β为桨距角；Ta为气动转矩；ρ为空气
密度；R为风力机叶片
转轮半径；ν为风速；n为风力机叶片转速。
[0022] 作为上述方案的改进，所述基于所述气动模型曲线簇，获得风力发电机组以最大转矩起动时的桨距角控制曲线，具体包括：
[0023] 基于所述气动转矩模型曲线簇，获得所述叶尖速比对应的最大转矩系数，以及与所述最大转矩系数对应的桨距角；
[0024] 以所述叶尖速比以及对应的所述桨距角为目标点，并对所述目标点进行拟合，从而获得风力发电机组以最大转矩起动时的桨距角控制曲线。
[0025] 作为上述方案的改进，在所述对所述桨距角控制曲线进行校正，获得风力发电机组的最优桨距角控制曲线，并基于所述最优桨距角控制曲线控制风力发电机组起动之前，还包括步骤：
[0026] 简化获得的所述桨距角控制曲线。
[0027] 作为上述方案的改进，所述简化获得的所述桨距角控制曲线，具体包括：
[0028] 根据获得的所述桨距角控制曲线的形状，选取分段点和分段数，并将所述桨距角控制曲线进行分段线性化。
[0029] 作为上述方案的改进，所述对所述桨距角控制曲线进行校正，获得最优桨距角控制曲线，具体包括：
[0030] 采用所述桨距角控制曲线，对风力发电机组的起动过程进行仿真或实验，获得桨距角给定值变化曲线和桨距角实际变化曲线；
[0031] 根据所述桨距角给定值变化曲线和所述桨距角实际变化曲线的差别，对所述桨距角控制曲线进行校正，从而获得最优桨距角控制曲线。
[0032] 本发明另一实施例对应提供了一种风力发电机组快速起动的装置，包括气动模型曲线簇模
块、桨距角控制曲线模块以及执行模块；
[0033] 所述气动模型曲线簇模块，用于获取风力机叶片的气动数据，并根据所述气动数据得到风力发电机组的气动模型曲线簇；
[0034] 所述桨距角控制曲线模块，用于基于所述气动模型曲线簇，获得风力发电机组以最大转矩起动时的桨距角控制曲线；
[0035] 所述执行模块，用于对所述桨距角控制曲线进行校正，获得最优桨距角控制曲线，并基于所述最优桨距角控制曲线控制风力发电机组起动。
[0036] 与现有技术相比，本发明实施例公开的风力发电机组快速起动的装置通过所述气动模型曲线簇模块获得所述气动模型曲线簇，并由所述桨距角控制曲线模块对获得的所述气动模型曲线簇进行分析计算，得到风力发电机组以最大转矩起动时的桨距角控制曲线，最后由所述执行模块基于所述桨距角控制曲线获得最优桨距角控制曲线，以根据所述最优桨距角控制曲线控制风力发电机组起动，从而实现了在风力发电机组起动时动态调节桨距角，以使风力机叶片获得最大的启动转矩，进而减少了风力发电机组的起动时间，有效地避免了由于风力发电机组以固定的桨距角起动，导致风力发电机组起动时间长的问题，因此提高了高风力发电机组的运行效率。
[0037] 本发明又一实施例提供了一种风力发电机组快速起动的装置，包括处理器、
存储器以及存储在所述存储器中且被配置为由所述处理器执行的
计算机程序，所述处理器执行所述计算机程序时实现上述的风力发电机组快速起动的方法。
[0038] 本发明又一实施例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包括存储的计算机程序，其中，在所述计算机程序运行时控制所述计算机可读存储介质所在设备执行上述的风力发电机组快速起动的方法。
附图说明
[0039] 图1是本发明实施例提供的风力发电机组快速起动的方法的流程示意图；
[0040] 图2是本发明实施例提供的风力发电机组的气动转矩模型曲线簇图；
[0041] 图3是本发明实施例提供的风力发电机组的桨距角控制曲线图；
[0042] 图4是本发明实施例提供的风力发电机组的桨距角给定值变化曲线和桨距角实际变化曲线图；
[0043] 图5是本发明实施例提供的基于桨距角控制曲线控制风力发电机组起动的原理图；
[0044] 图6是本发明实施例提供的基于最优桨距角控制曲线控制风力发电机组起动的原理图；
[0045] 图7是本发明实施例提供的风力发电机组快速起动的装置的结构示意图。
具体实施方式
[0046] 下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有作出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。
[0047] 参见图1，是本发明实施例提供的风力发电机组快速起动的方法的流程示意图；如图1所示，本发明实施例提供的风力发电机组快速起动的方法，包括以下步骤：
[0048] S1、获取风力机叶片的气动数据，并根据所述气动数据得到风力发电机组的气动模型曲线簇。
[0049] 具体地，所述气动数据包括气动转矩数据，所述气动模型曲线簇包括气动转矩模型曲线簇；其中，需要说明的是，所述气动转矩数据可以是通过风力发电机组的气动实验获得，也可以是通过预先在风力发电机组工作的过程中监测获得。
[0050] 因此，在实施步骤S1时，所述获取风力机叶片的气动数据，并根据所述气动数据得到风力发电机组的气动模型曲线簇，具体包括以下步骤：
[0051] S11、获取风力机叶片在不同风速下的气动转矩数据；
[0052] S12、基于所述气动转矩数据，计算得到在不同桨距角及风速下，风力机叶片的转矩系数以及与所述转矩系数对应的叶尖速比；其中，在同一桨距角下，所述转矩系数和所述叶尖速比为一一对应的关系；
[0053] 具体地，所述基于所述气动转矩数据，计算得到在不同桨距角及风速下，风力机叶片的转矩系数以及与所述转矩系数对应的叶尖速比，具体为：
[0054] 基于获得的不同风速下的气动转矩数据，利用下列公式计算得到在不同桨距角及风速下，风力机叶片的转矩系数以及与所述转矩系数对应的叶尖速比：
[0055]
[0056]
[0057] 其中，CT为转矩系数；λ为叶尖速比；β为桨距角；Ta为气动转矩；ρ为空气密度；R为风力机叶片转轮半径；ν为风速；n为风力机叶片转速。需要说明的是，所述风速与所述气动转矩相对应，所述风速与所述风力机叶片转速相对应。
[0058] S13、以在同一桨距角下的转矩系数以及与所述转矩系数对应的所述叶尖速比为气动转矩点，并基于所述气动转矩点，采用插值法或曲线拟合法获得相应的气动转矩模型曲线；
[0059] S14、以获得的多个不同桨距角下的所述气动转矩模型曲线作为所述气动转矩模型曲线簇。
[0060] 需要说明的是，计算得到所述转矩系数CT以及与所述转矩系数CT对应的所述叶尖速比λ后，以所述转矩系数CT为纵坐标，并以对应的所述叶尖速比λ为横坐标，从而获得多个所述气动转矩点(λ，CT)；采用插值法或曲线拟合法对在同一桨距角下的气动转矩点进行处理，从而获得与该桨距角对应的气动转矩模型曲线，即CT-λ曲线，如图2所示，图中实线所示的曲线为所述气动转矩模型曲线，各实线所示的曲线分别表示风力机叶片在特定桨距角下(β1-β5)，转矩系数CT随叶尖速比λ的变化而变化。由于不同的桨距角对应不同的气动转矩模型曲线，因此在实施步骤S13后，获得多条在不同桨距角下的气动转矩模型曲线。
[0061] S2、基于所述气动模型曲线簇，获得风力发电机组以最大转矩起动时的桨距角控制曲线。
[0062] 具体地，在步骤S2中，所述基于所述气动模型曲线簇，获得风力发电机组以最大转矩起动时的桨距角控制曲线，具体包括：
[0063] S21、基于所述气动转矩模型曲线簇，获得所述叶尖速比对应的最大转矩系数，以及与所述最大转矩系数对应的桨距角；
[0064] 具体地，如图2所示，在所述气动转矩模型曲线簇图中，多条在不同桨距角下的所述气动转矩模型曲线相互交错，因此，同一叶尖速比λ对应多个转矩系数CT；通过对所述气动转矩模型曲线簇进行分析，能够获得每个叶尖速比λ对应的最大转矩系数CTMAX，并获得该最大转矩系数CTMAX所在的气动转矩模型曲线的桨距角β，即与所述最大转矩系数CTMAX对应的桨距角β。
[0065] S22、以所述叶尖速比和所述桨距角为目标点，并对所述目标点进行拟合，从而获得风力发电机组以最大转矩起动时的桨距角控制曲线。
[0066] 具体地，获得所述叶尖速比λ对应的最大转矩系数CTMAX，以及与所述最大转矩系数CTMAX对应的桨距角β后，以所述叶尖速比λ为横坐标，以对应的桨距角β为纵坐标，从而获得目标点(λ，β)；当将获得的所述目标点(λ，β)在CT-λ平面表示时，如图2所示，图中虚线所示的曲线为获得的所述目标点(λ，β)构成的曲线。在获得所述目标点(λ，β)后，将所述目标点(λ，β)在λ-β平面表示，并对获得的多个所述目标点(λ，β)进行拟合，从而获得风力发电机组以最大转矩起动时的桨距角控制曲线，即β-λ曲线，如图3所示，图中实线所示曲线为所述桨距角控制曲线。
[0067] 在本发明实施例中，为了便于对所述桨距角控制曲线进行分析，以便于获得最优桨距角控制曲线，本实施中在步骤S2后，并且在步骤S3之前，还包括步骤：
[0068] 简化获得的所述桨距角控制曲线。
[0069] 具体地，根据获得的所述桨距角控制曲线的形状，选取分段点和分段数，并将所述桨距角控制曲线进行分段线性化，从而获得简化后的桨距角控制曲线。
[0070] 需要说明的是，所述分段点和分段数可以根据所述桨距角控制曲线的形状的实际情况进行选择，只需满足确保能够对所述桨距角控制曲线进行线性化处理即可。为了便于处理和分析，本实施例中将所述桨距角控制曲线分为3段进行线性化处理，如图3所示，图中虚线所示曲线为简化后的桨距角控制曲线，即经过分段线性化处理后的桨距角控制曲线。
[0071] S3、对所述桨距角控制曲线进行校正，获得最优桨距角控制曲线，并基于所述最优桨距角控制曲线控制风力发电机组起动。
[0072] 在步骤S3中，所述对所述桨距角控制曲线进行校正，获得最优桨距角控制曲线，具体包括以下步骤：
[0073] S31、采用所述桨距角控制曲线，对风力发电机组的起动过程进行仿真或实验，获得桨距角给定值变化曲线和桨距角实际变化曲线；
[0074] 具体地，如图4所示，图中实线所示曲线为所述桨距角给定值变化曲线，虚线所示曲线为所述桨距角实际变化曲线；由图4可见，所述桨距角给定值变化曲线和所述桨距角实际变化曲线之间具有偏差，表明采用的控制目标经过执行机构等具有惯性的环节后，实际的执行动作和制定的控制目标具有一定的滞后性。
[0075] S32、根据所述桨距角给定值变化曲线和所述桨距角实际变化曲线的差别，对所述桨距角控制曲线进行校正，从而获得最优桨距角控制曲线。
[0076] 在本发明实施例中，当未对所述桨距角控制曲线进行校正时，即在采用所述桨距角控制曲线控制发电机组起动的过程中，所述桨距角控制曲线经过执行机构等具有惯性的环节后，具有一定的滞后性。具体如图5所示，基于所述桨距角控制曲线，在采用β*控制发电机组起动的过程中，β*经过执行机构等具有惯性的环节1/(T1s+1)后，输出相对滞后的β，并由β控制发电机组起动，从而导致实际的执行动作和制定的控制目标具有一定的滞后性；其中，T1为风力发电机组自身的惯性时间常数。
[0077] 因此，为了消除风力发电机组惯性带来的控制偏差，本发明实施例根据所述桨距角给定值变化曲线和所述桨距角实际变化曲线的之间的差别，设置合适的校正环节对所述桨距角控制曲线进行校正，从而获得最终的风力发电机组以最大转矩起动时的最优桨距角控制曲线。具体地，设置一个(T1s+1)/(T2s+1)校正环节，通过仿真或实验
迭代，调整校正环节的参数，以消除偏差；其中，T2为
控制器校正环节设置的一个微小的时间常数。具体如图6* *所示，基于所述桨距角控制曲线，在采用β控制发电机组起动的过程中，β经过校正环节(T1s+1)/(T2s+1)后，输出β'，从而实现对β*的校正，β'再经过执行机构等具有惯性的环节1/(T1s+1)后，输出β，并由β控制发电机组起动，从而有效地消除了风力发电机组惯性带来的控制偏差。当然，在采用β*控制发电机组起动的过程中，还可以使β*先经过执行机构等具有惯性的环节1/(T1s+1)后，再经过设置的校正环节(T1s+1)/(T2s+1)，在此不做更多的赘述。
[0078] 在本发明实施例中，所述风力发电机组快速起动的方法实现了风力发电机组以最大转矩起动。该方法根据风力机叶片的所述气动转矩数据，获得所述气动转矩模型曲线，并通过对所述气动转矩模型曲线换算、插值、拟合以及分段线性化等步骤得到所述桨距角控制曲线，最后采用实验或仿真等方式对所述桨距角控制曲线进行迭代校正，以获得最优桨距角控制曲线，并基于所述最优桨距角控制曲线控制风力发电机组起动，从而实现了在风力发电机组起动时动态调节桨距角，以优化风力发电机组起动时的桨距角，从而确保能够使风力机叶片获得最大的起动转矩。与现有固定桨距角起动的技术相比，本发明实施例所提供的风力发电机组快速起动的方法保证了风力发电机组在起动过程中始终获得最大转矩，使得机组获得更短的起动时间，从而提高了机组运行的效率。
[0079] 如图7所示，为了解决相同的技术问题，本发明还提供一种风力发电机组快速起动的装置，包括气动模型曲线簇模块1、桨距角控制曲线模块2以及执行模块3；
[0080] 所述气动模型曲线簇模块1，用于获取风力机叶片的气动数据，并根据所述气动数据得到风力发电机组的气动模型曲线簇；
[0081] 所述桨距角控制曲线模块2，用于基于所述气动模型曲线簇，获得风力发电机组以最大转矩起动时的桨距角控制曲线；
[0082] 所述执行模块4，用于对所述桨距角控制曲线进行校正，获得最优桨距角控制曲线，并基于所述最优桨距角控制曲线控制风力发电机组起动。
[0083] 在本发明实施例中，通过所述桨距角控制曲线模块2对获得的所述气动模型曲线簇进行分析计算，得到风力发电机组以最大转矩起动时的桨距角控制曲线，并由所述执行模块3基于所述桨距角控制曲线获得最优桨距角控制曲线，以根据所述最优桨距角控制曲线控制风力发电机组起动，从而实现了在风力发电机组起动时动态调节桨距角，以使风力机叶片获得最大的启动转矩，进而减少了风力发电机组的起动时间，有效地避免了由于风力发电机组以固定的桨距角起动，导致风力发电机组起动时间长的问题，因此提高了高风力发电机组的运行效率。
[0084] 在本发明实施例中，所述风力发电机组快速起动的装置还包括多个模块/单元，使得所述风力发电机组快速起动的装置能够实现上述风力发电机组快速起动的方法实施例中的步骤；其中，所述风力发电机组快速起动的方法具体可参考上述的描述，在此不做更多的赘述。
[0085] 为了解决相同的技术问题，本发明还提供另一种风力发电机组快速起动的装置，包括处理器、存储器以及存储在所述存储器中并可在所述处理器上运行的计算机程序，例如风力发电机组快速起动的程序。所述处理器执行所述计算机程序时实现上述各个风力发电机组快速起动的方法实施例中的步骤，例如图1所示的步骤S1-S3。或者，所述处理器执行所述计算机程序时实现上述各装置实施例中各模块/单元的功能，例如能够实现所述气动模型曲线簇模块1、所述桨距角控制曲线模块2以及所述执行模块3的功能。
[0086] 以上程序模块仅是示例性的，所述计算机程序可以被分割成一个或多个模块/单元，所述一个或者多个模块/单元被存储在所述存储器中，并由所述处理器执行，以完成本发明。所述一个或多个模块/单元可以是能够完成特定功能的一系列计算机程序指令段，该指令段用于描述所述计算机程序在所述风力发电机组快速起动的装置中的执行过程。例如，所述计算机程序可以被分割成气动模型曲线簇模块、桨距角控制曲线模块以及执行模块；各模块具体功能如下：所述气动模型曲线簇模块，用于获取风力机叶片的气动数据，并根据所述气动数据得到风力发电机组的气动模型曲线簇；所述桨距角控制曲线模块，用于基于所述气动模型曲线簇，获得风力发电机组以最大转矩起动时的桨距角控制曲线；所述执行模块，用于对所述桨距角控制曲线进行校正，获得最优桨距角控制曲线，并基于所述最优桨距角控制曲线控制风力发电机组起动。
[0087] 所述风力发电机组快速起动的装置可以是桌上型计算机、笔记本、掌上电脑及
云端
服务器等计算设备。所述风力发电机组快速起动的装置可包括，但不仅限于，处理器、存储器。本领域技术人员可以理解，所述示意图仅仅是风力发电机组快速起动的装置的示例，并不构成对风力发电机组快速起动的装置的限定，可以包括比图示更多或更少的部件，或者组合某些部件，或者不同的部件，例如所述风力发电机组快速起动的装置还可以包括输入输出设备、网络接入设备、总线等。
[0088] 所称处理器可以是中央处理单元(Central Processing Unit，CPU)，还可以是其他通用处理器、数字
信号处理器(Digital Signal Processor，DSP)、专用集成
电路(Application Specific Integrated Circuit，ASIC)、现成可编程
门阵列(Field-Programmable Gate Array，FPGA)或者其他
可编程逻辑器件、分立门或者晶体管逻辑器件、分立
硬件组件等。通用处理器可以是
微处理器或者该处理器也可以是任何常规的处理器等，所述处理器是所述风力发电机组快速起动的装置的控制中心，利用各种
接口和线路连接整个风力发电机组快速起动的装置的各个部分。
[0089] 所述存储器可用于存储所述计算机程序和/或模块，所述处理器通过运行或执行存储在所述存储器内的计算机程序和/或模块，以及调用存储在存储器内的数据，实现所述风力发电机组快速起动的装置的各种功能。所述存储器可主要包括存储程序区和存储数据区，其中，存储程序区可存储
操作系统、至少一个功能所需的应用程序(比如声音播放功能、图像播放功能等)等；存储数据区可存储根据手机的使用所创建的数据(比如音频数据、电话本等)等。此外，存储器可以包括高速
随机存取存储器，还可以包括
非易失性存储器，例如
硬盘、内存、插接式硬盘，智能存储卡(Smart Media Card,SMC)，安全数字(Secure Digital,SD)卡，闪存卡(Flash Card)、至少一个磁盘存储器件、闪存器件、或其他易失性固态存储器件。
[0090] 其中，所述风力发电机组快速起动的装置集成的模块/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，也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可以包括：能够携带所述计算机程序代码的任何实体或装置、记录介质、U盘、移动硬盘、磁碟、光盘、计算机存储器、
只读存储器(ROM，Read-Only Memory)、随机存取存储器(RAM，Random Access Memory)、电载波信号、电信信号以及软件分发介质等。需要说明的是，所述计算机可读介质包含的内容可以根据司法管辖区内立法和
专利实践的要求进行适当的增减，例如在某些司法管辖区，根据立法和专利实践，计算机可读介质不包括电载波信号和电信信号。
[0091] 需说明的是，以上所描述的装置实施例仅仅是示意性的，其中所述作为分离部件说明的单元可以是或者也可以不是物理上分开的，作为单元显示的部件可以是或者也可以不是物理单元，即可以位于一个地方，或者也可以分布到多个网络单元上。可以根据实际的需要选择其中的部分或者全部模块来实现本实施例方案的目的。另外，本发明提供的装置实施例附图中，模块之间的连接关系表示它们之间具有通信连接，具体可以实现为一条或多条通信总线或信号线。本领域普通技术人员在不付出创造性劳动的情况下，即可以理解并实施。
[0092] 以上所述仅是本发明的优选实施方式，应当指出，对于本技术领域的普通技术人员来说，在不脱离本发明技术原理的前提下，还可以做出若干改进和替换，这些改进和替换也应视为本发明的保护范围。
