本發(fā)明屬于電力系統(tǒng)可靠性分析技術(shù)領(lǐng)域，具體地說本發(fā)明涉及一種電網(wǎng)運行可靠性的評估與管理方法。
背景技術(shù)：
隨著經(jīng)濟的快速發(fā)展，電網(wǎng)的規(guī)模越來越大，其結(jié)構(gòu)也日益復(fù)雜，而且系統(tǒng)不斷向超高壓、遠距離和大容量方向發(fā)展。近年來，我國已經(jīng)初步形成特高壓交直流、多直流混聯(lián)格局，未來特高壓交直流、多直流遠距離、大容量輸電格局將進一步增強，電網(wǎng)交直流多直流間的交互影響、各級電網(wǎng)之間的交互影響更加凸顯。
電力系統(tǒng)可靠性評估貫穿于電力系統(tǒng)的規(guī)劃、設(shè)計、運行的全過程中，而由于電力系統(tǒng)設(shè)備多，規(guī)模龐大，目前可靠性研究主要以4條主線展開，分別是：發(fā)電系統(tǒng)可靠性、發(fā)輸電系統(tǒng)可靠性、配電系統(tǒng)可靠性以及電氣主接線系統(tǒng)可靠性，其中對發(fā)輸電系統(tǒng)可靠性和配電系統(tǒng)可靠性的研究最為深入。就目前研究成果看，鑒于電力系統(tǒng)的范圍大，研究時根據(jù)不同環(huán)節(jié)，圍繞主要問題展開工作，卻人為地割裂了輸電系統(tǒng)可靠性和配電系統(tǒng)可靠性的聯(lián)系，對兩者之間的相互影響考慮較少。從系統(tǒng)可靠性的定義可知，電網(wǎng)系統(tǒng)可靠性有其自身的復(fù)雜性和多面性，是眾多影響因素共同作用的結(jié)果，最終反映在可靠性指標上。傳統(tǒng)輸電網(wǎng)可靠性評估假設(shè)其負荷無法調(diào)整，即忽略負荷轉(zhuǎn)移的影響。傳統(tǒng)配電網(wǎng)可靠性評估隱式假設(shè)其電源絕對可靠，即忽略上級輸電網(wǎng)可靠性對配網(wǎng)可靠性的影響。而事實情況是輸電網(wǎng)與配電網(wǎng)間的可靠性聯(lián)系緊密且不可分割?，F(xiàn)有電網(wǎng)可靠性管理系統(tǒng)已難以適應(yīng)特高壓交直流互聯(lián)電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行的要求，迫切需要開展新一代全電壓序列一體化電網(wǎng)可靠性與風險評估。
目前已有方法提出通過確定不同電壓等級電網(wǎng)的邊界傳輸節(jié)點及邊界傳輸節(jié)點的容量模型，在配電網(wǎng)可靠性分析中計及上級輸電網(wǎng)及其邊界傳輸節(jié)點的容量模型，實現(xiàn)計及輸電網(wǎng)影響的配網(wǎng)可靠性評估，但其未考慮配網(wǎng)模型及估值對主網(wǎng)可靠性指標的影響；在電網(wǎng)風險評估方面，有方法提出基于599號令的電網(wǎng)分區(qū)可靠性評估方法，通過對事故信息分區(qū)域統(tǒng)計，并通過失負荷比例及停電用戶比例兩個標準，對事故事件進行分類，進行電網(wǎng)事故風險指標計算。但其僅從負荷量損失方面進行評估，并未計及電網(wǎng)的運行和控制代價，無法解決電網(wǎng)實時運行可靠性與經(jīng)濟性的平衡問題。
技術(shù)實現(xiàn)要素：
本發(fā)明目的是：為了解決現(xiàn)有技術(shù)中全電壓序列一體化電網(wǎng)可靠性與風險評估問題，提供一種全電壓序列一體化電網(wǎng)的可靠性與風險評估方法，能實現(xiàn)對電力系統(tǒng)全電壓序列等級電網(wǎng)的可靠性與風險評估，以提高電力系統(tǒng)可靠性水平。
本發(fā)明方法基于10kV低電壓等級配網(wǎng)到特高壓1000kV輸電網(wǎng)的全模型數(shù)據(jù)，對發(fā)、輸、配電網(wǎng)進行統(tǒng)一計算和評估，考慮不同電壓等級電網(wǎng)之間的相互影響，能夠合理評估電網(wǎng)的運行狀態(tài)。計及不同發(fā)電/負荷類型的運行經(jīng)濟代價和控制代價，解決電網(wǎng)實時運行可靠性與經(jīng)濟性的平衡問題。并從充裕度和安全性，從長期運行可靠性指標和實時運行風險指標等多方面統(tǒng)籌考慮，全面衡量電網(wǎng)的可靠性和風險指標。此外還借助于在線安全穩(wěn)定分析系統(tǒng)的優(yōu)勢，通過評估電網(wǎng)實際運行數(shù)據(jù)，依托并行計算平臺強大的計算能力，相對于傳統(tǒng)可靠性評估方法，具有數(shù)據(jù)源準確、實時性好，能夠考慮全電壓序列等級電網(wǎng)的可靠性與風險評估，結(jié)果更貼近實際電網(wǎng)運行情況的優(yōu)點。
具體地說，本發(fā)明是采用以下技術(shù)方案實現(xiàn)的，包括以下步驟：
1)針對多時間尺度的輸電網(wǎng)運行信息、外部環(huán)境信息和設(shè)備參數(shù)，進行全網(wǎng)數(shù)據(jù)整合，生成電網(wǎng)在線評估實時運行方式數(shù)據(jù)；
2)根據(jù)設(shè)備運行狀態(tài)信息及外部因素引發(fā)電力設(shè)備故障的概率模型，結(jié)合設(shè)備可靠性歷史數(shù)據(jù)、氣象信息、外部災(zāi)害信息和廠站、設(shè)備的關(guān)聯(lián)結(jié)果，以及電力設(shè)備的設(shè)計及運行參數(shù)，評估設(shè)備的實時故障概率、故障原因、故障位置以及故障時刻，然后根據(jù)電網(wǎng)實時運行工況及外部因素導(dǎo)致設(shè)備的故障概率及設(shè)備地理信息，生成預(yù)想設(shè)備故障集；
3)基于在線安全穩(wěn)定分析技術(shù)，進行電網(wǎng)安全穩(wěn)定實時分析，包括靜態(tài)安全分析和暫態(tài)/動態(tài)安全分析，并在評估結(jié)果不安全的情況下，根據(jù)故障形式和規(guī)模，啟動電網(wǎng)相應(yīng)的三道防線策略計算；
4)統(tǒng)計三道防線動作后各故障造成的發(fā)電/負荷削減量，并進行實時可靠性評估，同時輸電網(wǎng)與配網(wǎng)進行可靠性評估系統(tǒng)的信息交互；
5)根據(jù)當前電網(wǎng)的實時可靠性指標和歷史可靠性指標，進行長期運行可靠性指標的統(tǒng)計分析，并在可靠性指標不滿足要求時，通過可靠性指標的靈敏度分析，找出導(dǎo)致可靠性指標降低的關(guān)鍵點，依據(jù)電網(wǎng)運行提出保證電網(wǎng)長期運行的決策信息，所述決策信息包括合理規(guī)劃調(diào)整建議及運行檢修建議，經(jīng)控制后評估環(huán)節(jié)校驗確實可操作性后，輸出調(diào)整決策建議；
根據(jù)精確統(tǒng)計后的實際發(fā)電/負荷削減量信息和發(fā)電/負荷調(diào)整控制經(jīng)濟代價，進行電網(wǎng)運行安全風險評估，并在電網(wǎng)風險指標不滿足要求時，進行風險防控決策計算，經(jīng)控制后評估環(huán)節(jié)校驗具備可操作性后，輸出風險防控決策建議；在電網(wǎng)風險指標能夠滿足要求時，進行電網(wǎng)運行風險輸電極限計算，得到電網(wǎng)可承受的運行風險最大輸送功率。
上述技術(shù)方案進一步特征在于，所述步驟1)中的多時間尺度的輸電網(wǎng)運行信息，通過與外部系統(tǒng)進行信息交互獲取，所述外部系統(tǒng)主要包括EMS系統(tǒng)、新能源監(jiān)視系統(tǒng)、計劃/檢修系統(tǒng)、參數(shù)管理系統(tǒng)、可靠性信息管理系統(tǒng)、氣象信息和外部災(zāi)害系統(tǒng)、電力管理信息系統(tǒng)系統(tǒng)以及調(diào)度、運檢部門管理系統(tǒng)，其中：
從EMS系統(tǒng)獲取電網(wǎng)模型參數(shù)及電網(wǎng)運行數(shù)據(jù)，所述電網(wǎng)模型參數(shù)包括發(fā)電機、交流線路、變壓器、直流系統(tǒng)設(shè)備及其參數(shù)，所述電網(wǎng)運行數(shù)據(jù)包括狀態(tài)估計輸出的結(jié)果；
從新能源監(jiān)視系統(tǒng)獲取新能源發(fā)電功率實測數(shù)據(jù)以及短期/超短期預(yù)測信息；
從計劃/檢修系統(tǒng)獲取電網(wǎng)計劃檢修數(shù)據(jù)和負荷預(yù)測信息，所述電網(wǎng)計劃檢修數(shù)據(jù)包括發(fā)電計劃、聯(lián)絡(luò)線計劃和檢修計劃；
從參數(shù)管理系統(tǒng)獲取設(shè)備限值、二/三道防線離線策略、斷面組成信息及限值以及設(shè)備可靠性參數(shù)；
從可靠性信息管理系統(tǒng)獲取電力設(shè)備可靠性參數(shù)以及歷史可靠性指標；
從氣象信息和外部災(zāi)害系統(tǒng)獲取預(yù)告的天氣和自然災(zāi)害信息；
從電力管理信息系統(tǒng)獲取電力設(shè)備的運行情況、保養(yǎng)維護計劃、潛在風險因素以及電網(wǎng)地理信息。
上述技術(shù)方案進一步特征在于，所述步驟4)中輸電網(wǎng)與配網(wǎng)進行可靠性評估系統(tǒng)的信息交互的內(nèi)容包括：
輸電網(wǎng)傳遞給配網(wǎng)可靠性評估系統(tǒng)信息包括輸配網(wǎng)之間傳輸能力、各負荷點可靠性指標，所述負荷點可靠性指標包括負荷削減概率和負荷削減持續(xù)時間；
配網(wǎng)提供給輸電網(wǎng)可靠性評估系統(tǒng)的信息包括輸電網(wǎng)設(shè)備故障下配網(wǎng)實際的負荷削減量、不同類型負荷的經(jīng)濟代價以及計及輸電網(wǎng)可靠性的配網(wǎng)可靠性指標，輸電網(wǎng)在此基礎(chǔ)上進行實時負荷削減量的統(tǒng)計分析，針對輸電網(wǎng)故障下配網(wǎng)實際負荷削減量與輸電網(wǎng)計算得到的負荷削減量相差較大的情況，輸電網(wǎng)再次進行實時可靠性指標的計算和修正；
輸電網(wǎng)實時可靠性指標包括充裕度可靠性指標和安全性可靠性指標，充裕度可靠性指標包括切負荷概率、切負荷頻率、切負荷持續(xù)時間、電力不足期望和電量不足期望值；安全性可靠性指標包括失穩(wěn)概率、失穩(wěn)頻率、平均穩(wěn)定運行時間以及停電負荷量/機組出力期望值。
上述技術(shù)方案進一步特征在于，所述步驟5)中電網(wǎng)運行安全風險評估通過以下形式表示：
R＝{＜si,pi,xi＞}i＝1,...,N
其中，R代表風險；Si代表有危害的場景；pi表示出現(xiàn)場景Si的概率；xi表示場景出現(xiàn)的后果、用于表征危害的度量；N為有危害的場景數(shù)目；
其中，xi通過基于實際受擾軌跡的量化分析結(jié)果與其后果的乘積進行計算：
xi＝λdi·Ci
式中：λdi為量化分析裕度結(jié)果；Ci為故障場景i的后果。
本發(fā)明的有益效果如下：本發(fā)明一方面基于電網(wǎng)實時數(shù)據(jù)計算，借助在線安全穩(wěn)定分析計算分析的優(yōu)勢，具有計算結(jié)果可靠，計算速度快的優(yōu)點，可以有效降低采用傳統(tǒng)抽樣算法進行隨機模擬帶來的數(shù)據(jù)量大，計算耗時長的問題；另一方面通過輸、配電網(wǎng)可靠性評估系統(tǒng)的信息交互，可對全電壓序列電網(wǎng)進行一體化評估，能夠顯著提高電網(wǎng)評估的準確性，避免因不同電壓等級電網(wǎng)孤立造成的評估結(jié)果不準確和評估工作重復(fù)化的缺點；此外，計及發(fā)電/負荷削減代價對電網(wǎng)實時運行進行風險評估和防控決策，能夠解決電網(wǎng)實時運行可靠性與經(jīng)濟性的平衡問題。本發(fā)明將大力推動大電網(wǎng)在可靠性評估與管理技術(shù)的工程應(yīng)用。
附圖說明
圖1是本發(fā)明的流程圖。
具體實施方式
下面結(jié)合實施例并參照附圖對本發(fā)明作進一步詳細描述。
實施例1：
本發(fā)明的一個實施例，其步驟如圖1所示：
圖1中步驟1描述的是根據(jù)輸電網(wǎng)運行信息、外部環(huán)境信息和設(shè)備參數(shù)，進行全網(wǎng)數(shù)據(jù)整合，生成合理可用的電網(wǎng)在線評估實時運行方式數(shù)據(jù)。
具體而言，針對多時間尺度的輸電網(wǎng)運行信息、外部環(huán)境信息和設(shè)備參數(shù)，進行全網(wǎng)數(shù)據(jù)整合，生成合理可用的電網(wǎng)在線評估實時運行方式數(shù)據(jù)，避免了傳統(tǒng)采用抽樣方法所獲得的運行方式與電網(wǎng)實際方式偏差較大的缺點。因此需要與外部系統(tǒng)進行信息交互，主要包括：EMS系統(tǒng)、新能源監(jiān)視系統(tǒng)、計劃/檢修系統(tǒng)、參數(shù)管理系統(tǒng)、可靠性信息管理系統(tǒng)、氣象系統(tǒng)、PMIS系統(tǒng)以及調(diào)度、運檢部門等管理系統(tǒng)。
其中，從EMS系統(tǒng)獲?。弘娋W(wǎng)模型參數(shù)(發(fā)電機、交流線路、變壓器、直流系統(tǒng)等設(shè)備及其參數(shù)等)、電網(wǎng)運行數(shù)據(jù)(狀態(tài)估計輸出的結(jié)果等)；從新能源監(jiān)視系統(tǒng)，獲取新能源發(fā)電(風電、光伏等)功率實測數(shù)據(jù)以及短期/超短期預(yù)測信息；從計劃檢修系統(tǒng)獲取電網(wǎng)計劃檢修數(shù)據(jù)(發(fā)電計劃、聯(lián)絡(luò)線計劃和檢修計劃等)和負荷預(yù)測信息等；從參數(shù)管理系統(tǒng)獲取設(shè)備限值，二、三道防線離線策略，斷面組成信息及限值，設(shè)備可靠性參數(shù)等信息；從可靠性信息管理系統(tǒng)獲取電力設(shè)備可靠性參數(shù)，以及歷史可靠性指標；從氣象信息和外部災(zāi)害系統(tǒng)獲取預(yù)告的天氣和自然災(zāi)害信息；從電力管理信息系統(tǒng)(PMIS)接口，獲取電力設(shè)備的運行情況、保養(yǎng)維護計劃、潛在風險因素、電網(wǎng)地理信息等信息。
圖1中步驟2描述的是基于設(shè)備運行信息和外部環(huán)境信息，進行設(shè)備故障概率計算，并結(jié)合電力系統(tǒng)生成預(yù)想設(shè)備故障集。
具體而言，根據(jù)設(shè)備運行狀態(tài)信息、外部因素引發(fā)電力設(shè)備故障的概率模型，結(jié)合設(shè)備可靠性歷史數(shù)據(jù)、氣象信息、外部災(zāi)害信息和廠站、設(shè)備的關(guān)聯(lián)結(jié)果，以及電力設(shè)備的設(shè)計、運行參數(shù)，評估設(shè)備的實時故障概率、故障原因、故障位置、故障時刻(段)等信息。然后根據(jù)電網(wǎng)實時運行工況、外部因素導(dǎo)致設(shè)備的故障概率、設(shè)備地理信息等，結(jié)合運行規(guī)則、電力系統(tǒng)知識或?qū)＜医?jīng)驗，生成預(yù)想設(shè)備故障集。
圖1中步驟3描述的是基于在線安全穩(wěn)定分析技術(shù)，進行電網(wǎng)安全穩(wěn)定分析，針對評估結(jié)果不安全的情況，根據(jù)故障形式和規(guī)模，啟動電網(wǎng)相應(yīng)的三道防線策略計算。
具體而言，基于在線安全穩(wěn)定分析技術(shù)，進行電網(wǎng)安全穩(wěn)定實時分析，包括靜態(tài)安全分析和暫態(tài)/動態(tài)安全分析，并在評估結(jié)果不安全的情況下，根據(jù)故障形式和規(guī)模，啟動電網(wǎng)相應(yīng)的三道防線策略計算。其中人工調(diào)度預(yù)防控制計算針對電網(wǎng)設(shè)備N-1故障導(dǎo)致電網(wǎng)出現(xiàn)的安全穩(wěn)定穩(wěn)定，給出發(fā)電/負荷出力調(diào)整、無功補償裝置投切、直流功率調(diào)制等控制措施；緊急控制策略計算針對電網(wǎng)中離線安控策略考查的故障集，以電網(wǎng)實時運行數(shù)據(jù)為基礎(chǔ)，對離線典型策略進行實時分析計算；第三道防線策略計算，針對嚴重故障下導(dǎo)致電網(wǎng)出現(xiàn)的低頻低壓減載、高周切機、線路解列等情況下，結(jié)合電網(wǎng)實時運行數(shù)據(jù)和已配置的第三道防控策略，進行實時分析計算。
圖1中步驟4描述的是統(tǒng)計三道防線動作后的發(fā)電/負荷削減量，并進行實時可靠性評估，同時輸電網(wǎng)與配網(wǎng)進行可靠性評估系統(tǒng)的信息交互，提供給配網(wǎng)可靠性評估系統(tǒng)輸配網(wǎng)之間傳輸能力、負荷點可靠性指標，從配網(wǎng)可靠性評估系統(tǒng)獲取配網(wǎng)實際負荷削減量、配網(wǎng)可靠性指標。
由于部分輸電網(wǎng)故障，如下網(wǎng)主變故障、關(guān)鍵變電站母線故障燈會給配網(wǎng)輸送能力帶來較大影響，因此需要將輸電網(wǎng)的一些信息傳遞給配網(wǎng)可靠性評估系統(tǒng)，主要為：輸配網(wǎng)之間傳輸能力(電壓、功率等邊界條件)、各負荷點(針對配網(wǎng)來說，等效為電源點)可靠性指標，主要為：負荷削減概率(配網(wǎng)等效為電源故障概率)、負荷削減持續(xù)時間(配網(wǎng)等效為電源點修復(fù)時間)。各指標的計算方式均為現(xiàn)有技術(shù)，為本領(lǐng)域人員所熟知，如可參見專利申請CN201510974808.4“一種輸配電一體化可靠性指標計算方法”，在此不再贅述。
另一方面，輸電網(wǎng)設(shè)備故障造成的負荷削減，在配網(wǎng)中可能由于實際負荷不能滿足切除要求，或通過負荷轉(zhuǎn)供等情況進行規(guī)避，實際的負荷削減量可能小于輸電網(wǎng)計算得到的負荷削減量。此外，輸電網(wǎng)負荷主要為等效模型，無法詳細計及不同負荷類型的經(jīng)濟代價。因此配網(wǎng)提供給輸電網(wǎng)可靠性評估系統(tǒng)的信息為：輸電網(wǎng)設(shè)備故障下配網(wǎng)實際的負荷削減量、不同類型負荷的經(jīng)濟代價、計及輸電網(wǎng)可靠性的配網(wǎng)可靠性指標，輸電網(wǎng)在此基礎(chǔ)上進行實時負荷削減量的統(tǒng)計分析，針對輸電網(wǎng)故障下配網(wǎng)實際負荷削減量與輸電網(wǎng)計算得到的負荷削減量相差較大的情況，輸電網(wǎng)再次進行實時可靠性指標的計算和修正。
輸電網(wǎng)實時可靠性指標包括充裕度可靠性指標和安全性可靠性指標。充裕度可靠性指標主要有：切負荷概率、切負荷頻率、切負荷持續(xù)時間、電力不足期望和電量不足期望值等；安全性可靠性指標主要為：失穩(wěn)概率、失穩(wěn)頻率、平均穩(wěn)定運行時間、停電負荷量/機組出力期望值等。
圖1中步驟5包括兩個部分。一個是根據(jù)當前電網(wǎng)的實時可靠性指標和歷史可靠性指標，進行長期運行可靠性指標的統(tǒng)計分析，并在可靠性指標不滿足要求時，通過可靠性指標的靈敏度分析，找出導(dǎo)致可靠性指標降低的關(guān)鍵點，依據(jù)電網(wǎng)運行提出保證電網(wǎng)長期運行的合理規(guī)劃調(diào)整建議、運行檢修建議等決策信息，經(jīng)控制后評估環(huán)節(jié)校驗確實可操作性后，輸出調(diào)整決策建議。
另一個是根據(jù)精確統(tǒng)計后的實際發(fā)電/負荷削減量信息，和發(fā)電/負荷調(diào)整控制經(jīng)濟代價，進行電網(wǎng)運行安全風險評估，并在電網(wǎng)風險指標不滿足要求時，進行風險防控決策計算，經(jīng)控制后評估環(huán)節(jié)校驗具備可操作性后，輸出風險防控決策建議；在電網(wǎng)風險指標能夠滿足要求時，進行電網(wǎng)運行風險輸電極限計算，得到電網(wǎng)可承受的運行風險最大輸送功率。電網(wǎng)運行安全風險評估通過以下形式表示：
R＝{＜si,pi,xi＞}i＝1,...,N
其中，R代表風險；Si代表有危害的場景；pi表示出現(xiàn)場景Si的概率；xi表示場景出現(xiàn)的后果、用于表征危害的度量；N為有危害的場景數(shù)目；
其中，xi通過基于實際受擾軌跡的量化分析結(jié)果與其后果的乘積進行計算：
xi＝λdi·Ci
式中：λdi為量化分析裕度結(jié)果；Ci為故障場景i的后果。
當取Ci為1時，即為在線量化分析結(jié)果；當取Ci為經(jīng)濟代價時則得到風險指標；當λdi及Ci均取為1時，則風險R進一步退化為概率分析，即將不安全的大概率場景等同于不安全的小概率事件；而對于特定的故障場景i，這就是確定性分析。R可正可負，當R為正值時，表明電網(wǎng)存在風險，R越大風險越高；R為負值時，表明電網(wǎng)安全，R越小表明電網(wǎng)風險越小，但是電網(wǎng)運行的經(jīng)濟性可能越低。因此，R值在一定范圍內(nèi)才可以保證電網(wǎng)既能夠安全運行，也能夠在一定風險承受范圍內(nèi)。
風險防控決策計算包括基于風險的預(yù)防控制在線決策和基于風險的緊急控制在線決策?；陲L險的預(yù)防控制在線決策針對第一級擾動標準預(yù)想故障下的電網(wǎng)運行安全風險進行預(yù)防控制決策。以最小的控制代價，將第一級擾動標準預(yù)想故障下的電網(wǎng)運行安全風險控制在可接受范圍內(nèi)，控制決策優(yōu)化以潮流、預(yù)防控制容量和風險為約束條件，優(yōu)化控制決策的目標是預(yù)防控制的收益風險最大化?；陲L險的緊急控制在線決策針對防御第二級擾動標準故障的需要，在線制定緊急控制策略。緊急控制應(yīng)對的第二級擾動標準故障是確定性的，只有在預(yù)想故障發(fā)生后才會動作，針對當前或預(yù)測的特定運行方式進行在線控制決策。因此，這個階段的緊急控制在線決策是確定性的優(yōu)化問題。實際上，針對防御第一級、第二級擾動故障的在線控制技術(shù)已經(jīng)相當成熟，并在大電網(wǎng)廣域監(jiān)測分析保護控制系統(tǒng)(WARMAP)中有更進一步的完善與推廣應(yīng)用，可以直接采用。
雖然本發(fā)明已以較佳實施例公開如上，但實施例并不是用來限定本發(fā)明的。在不脫離本發(fā)明之精神和范圍內(nèi)，所做的任何等效變化或潤飾，同樣屬于本發(fā)明之保護范圍。因此本發(fā)明的保護范圍應(yīng)當以本申請的權(quán)利要求所界定的內(nèi)容為標準。