*CN103199565A*
(10)申请公布号(10)申请公布号 CN 103199565 A(43)申请公布日 2013.07.10
(12)发明专利申请
(21)申请号 201310108079.5(22)申请日 2013.03.29
(71)申请人华南理工大学
地址510641 广东省广州市天河区五山路
381号(72)发明人陈皓勇 叶荣 卢润戈
(74)专利代理机构广州市华学知识产权代理有
限公司 44245
代理人蔡茂略(51)Int.Cl.
H02J 3/46(2006.01)
权利要求书2页 说明书8页 附图2页权利要求书2页 说明书8页 附图2页
(54)发明名称
基于微分博弈理论的多区域自动发电控制协调方法(57)摘要
本发明公开了一种基于微分博弈理论的多区域自动发电控制协调方法，包括以下步骤：步骤1、建立区域互联电网自动发电控制（AGC）的动态模型；步骤2、将传统的基于比例积分环节的自动发电控制量，替代为基于微分博弈理论的自动发电控制量，建立起基于微分博弈理论的区域互联电网自动发电的协调控制模型；步骤3、运用线性二次型微分博弈理论，求解区域互联电网自动发电的协调控制模型，将求得的纳什均衡策略作为多个区域的自动发电控制量；步骤4、基于微分博弈理论的多区域自动发电协调控制系统，区域间调频量的分配具有公平性且富有说服力，而其他现有的控制方法都不具有此特征。具有鲁棒性强等优点。CN 103199565 ACN 103199565 A
权 利 要 求 书
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1.基于微分博弈理论的多区域自动发电控制协调方法，其特征在于，包括以下步骤：步骤1、建立区域互联电网自动发电控制（AGC）的动态模型；步骤2、将传统的基于比例积分环节的自动发电控制量，替代为基于微分博弈理论的自动发电控制量，建立基于微分博弈理论的区域互联电网自动发电的协调控制模型；
步骤3、运用线性二次型微分博弈理论，求解区域互联电网自动发电的协调控制模型，将求得的纳什均衡策略作为多个区域的自动发电控制量；
步骤4、基于微分博弈理论的多区域自动发电协调控制系统，区域间调频量的分配具有公平性且富有说服力，而其他现有的控制方法都不具有此特征。
2.根据权利要求1所述的基于微分博弈理论的多区域自动发电控制协调方法，其特征在于：
所述步骤1中，所述建立区域互联电网自动发电控制（AGC）的动态模型，其步骤具体为：
1）选择AGC参数作为系统状态变量，以两区域互联系统为例，即：x(t)=[Δf1ΔPg1ΔXg1Δf2ΔPg2ΔXg2ΔPtie]T，其中，对于区域i，Δfi为瞬时频率和额定值的偏差，ΔPgi为原动机出力变化量，ΔXgi
为调速器阀门位置改变量，ΔPtie为联络线交换功率偏差；
2）通过分析计算得到描述调频系统动态的方程其中，ui为区域i的AGC控制量，ΔPL=[ΔPL1ΔPL2]T为负荷扰动量与风电波动量之差。A为系统状态矩阵，Bi为输入矩阵，Γ为扰动转移矩阵，其值可根据系统动态计算得到；
3）将各区域的支付函数Ji定义为线性二次型形式
其中，对区域i，Qi为状态变量权系数矩阵，体现该区域对频率和联络线功率接近额定值目标的追求程度，Ri为输入变量权系数矩阵，体现该区域对频率调节过程中本区域内AGC机组损耗的关注程度，Qi、Ri权系数仅反映各区域对控制目标的偏好。
3.根据权利要求1所述的基于微分博弈理论的多区域自动发电控制协调方法，其特征在于：
所述步骤2中，所述将传统的基于比例积分环节的自动发电控制量，替代为基于微分博弈理论的自动发电控制量，所述建立基于微分博弈理论的区域互联电网自动发电的协调控制模型的步骤为：
A、传统的两区域互联系统频率控制模型中，区域i的自动发电控制量采用比例积分环节求出，即：
ΔPci=-K1i×∫ACEidt-Kti×ACEi，其中，Δfi为实际频率和额定值的偏差量；Kli和Kti为积分增益和比例增益，取正值；ACEi为区域控制偏差，计算公式为ΔPtie-10BiΔfi，ΔPtie为区域间联络线交换功率偏差，Bi为频率响应系数，取负值；
B、消除负荷扰动量与风电波动量之差ΓΔPL，假设在控制过程中以超短期负荷预测值
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权 利 要 求 书
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和超短期风电功率预测值代替实际的随机变化量，以扰动后的稳态值作为参考点重新定义各变量，下标ss表示稳态值：
xN(t)=x(t)-xss(t)，uiN(t)=ui(t)-uiss(t)，
ΔPLN(t)=ΔPL(t)-ΔPLss(t)=0，从而得到：
支付函数的形式为：
4.根据权利要求1所述的基于微分博弈理论的多区域自动发电控制协调方法，其特征在于：
所述步骤3中，所述运用线性二次型微分博弈理论，求解区域互联电网自动发电的协调控制模型，将求得的纳什均衡策略作为多个区域的自动发电控制量，其计算过程为：
利用微分博弈理论，求解线性二次型微分博弈模型，得到纳什均衡策略，作为各区域的自动发电控制量，
其中(P1,P2,…,Pn)是代数Riccati方程组的解，所述代数Riccati方程组指：
5.根据权利要求1所述的基于微分博弈理论的多区域自动发电控制协调方法，其特征在于：
所述步骤4中，所述区域间调频量进行公平分配的过程如下：ａ、设区域i的调频控制量为：uiNNEW=ki*uiNORIGNAL，
对其中一个区域s的控制量进行公平性分析，即固定区域i=1,2,…,s-1,s+1,…,n的反馈系数ki=1；
ｂ、令ks的值在1的邻域附近发生变化，做出区域s支付Js随ks变化的曲线图；ｃ、当其他区域采用纳什均衡策略时，本区域最佳策略也即为纳什均衡策略。
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说 明 书
基于微分博弈理论的多区域自动发电控制协调方法
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技术领域
本发明涉及一种电力系统自动控制，特别涉及一种基于微分博弈理论的多区域自
动发电控制协调方法，该控制协调方法适用于在风电等间歇式电源大规模并网，联络线将出现越来越多的区域间功率支援情况下，如何制定公平公正的协调运行方案的领域。
[0001]
背景技术
[0002] 自动发电控制（AGC）作为保证电网频率稳定的重要手段，得到了长期深入的研究。这些研究基于最优控制、自适应控制、鲁棒控制、人工智能等方法，提高了AGC跟踪负荷变化、应对系统参数变动等方面的能力，但针对多区域AGC协调运行机制的研究相对较少。目前，中国区域互联电网以联络线频率偏差控制（TBC）方式运行，各省级控制区以维持本区功率就地平衡为主，并对调节资源匮乏的区域进行支援，该过程包含着博弈。因为随着电力市场改革的推进，各省级控制区逐渐演变为独立的利益主体，都不愿在对外支援中付出过高的控制代价。A1/A2、CPS等考核指标约束了区域间的功率支援量，使该博弈在现阶段表现得并不明显。但随着风电等间歇式电源并网，为减小其出力波动对电网频率的冲击，必须充分调动各区域调节资源，功率支援量将显著增加。此时，若没有一个公平公正的博弈协调机制，各区域缺乏互相配合的意愿和指导方法，可能导致功率欠调或超调，系统频率和联络线功率大幅波动。
[0003] 微分博弈理论是求解协调控制问题的崭新思路。该理论起源于20世纪50年代美国空军开展的军事对抗中双方追逃问题的研究，是最优控制与博弈论的结合。随着博弈种类的拓展和解法的完善，它已被应用于经济学、管理学、环境科学等越来越多的领域。微分博弈指的是在时间连续的系统内，多个参与者进行持续的博弈，力图最优化各自独立、冲突的目标，最终获得各参与者随时间演变的策略并达到纳什均衡，即任何参与者都没有单独改变策略的意愿，因为不会获益更多。由于能考虑时间动态，微分博弈成为了最自然的研究多主体动态协调决策问题的工具错误！未找到引用源。。虽然微分博弈已在各个领域得到了广泛的应用，但是在电力系统中，该理论的应用仍然是一片空白。[0004] 现有的AGC协调方法大多根据实际运行经验进行控制，没有经过严格的数学证明，区域间调频任务的分配无法体现公平和说服力，可能导致各区域的AGC机组不履行调度中心分配的调频任务，或擅自改变发电调节量，从而造成对系统频率稳定的不良影响。例如，在相关研究中，文[1]在PI控制的基础上为各区域调节功率加入一个与频率偏差成反比的分量，以指导功率支援，但未解释如何为各区域公平地指定该分量。文[2]利用基于线性加权的多目标最优化方法，求得对设定目标而言最优的频率偏差系数，从而分配各区域调节功率，但人为设定的权系数无法保证区域间的公平。文[3]指出风电并网后亟需对调频过程中的博弈进行协调，并提出以分级协调控制为过渡、全网集中控制为目标的AGC协
但没有给出具体的区域调节功率分配方法。而本发明严格按照微分博弈调模式发展路线，
理论计算得出的控制量，具有绝对的公平性和说服力，无须人为定性地设定调频参数，保证了各区域严格执行调频指令。
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CN 103199565 A[0005] [0006] [0007] [0008] [0009] [0010]
说 明 书
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文[1],高宗和,滕贤亮,张小白，互联电网CPS标准下的自动发电控制策略，电力系统自动化,2005,29(19):40-44。
文[2],刘乐,刘娆,李卫东,林伟,徐兴伟，目标可控的超前频率偏差系数确定方法设计，电力系统自动化,2007,31(5):40-45。文[3],高宗和,滕贤亮,张小白，适应大规模风电接入的互联电网有功调度与控制方案，电力系统自动化,2010,34(17):37-41。
发明内容
本发明的目的在于克服现有技术的缺点与不足，提供一种基于微分博弈理论的多
区域自动发电控制协调方法，该多区域自动发电控制协调方法通过其间的自组织竞争达到纳什均衡，全过程无需人为设定权系数。
[0012] 本发明的目的通过下述技术方案实现：
[0013] 基于微分博弈理论的多区域自动发电控制协调方法，包括以下步骤：[0014] 步骤1、建立区域互联电网自动发电控制（AGC）的动态模型；[0015] 步骤2、将传统的基于比例积分环节的自动发电控制量，替代为基于微分博弈理论的自动发电控制量，建立基于微分博弈理论的区域互联电网自动发电的协调控制模型；[0016] 步骤3、运用线性二次型微分博弈理论，求解区域互联电网自动发电的协调控制模型，将求得的纳什均衡策略作为多个（n个）区域的自动发电控制量；[0017] 步骤4、基于微分博弈理论的多区域自动发电协调控制系统，区域间调频量的分配具有公平性且富有说服力，而其他现有的控制方法都不具有此特征。[0018] 所述步骤1中，所述建立区域互联电网自动发电控制（AGC）的动态模型，其步骤具体为：
[0019] 1）选择AGC参数作为系统状态变量，以两区域互联系统为例，即：
T
[0020] x(t)=[Δf1ΔPg1ΔXg1Δf2ΔPg2ΔXg2ΔPtie]，[0021] 其中，对于区域i，Δfi为瞬时频率和额定值的偏差，ΔPgi为原动机出力变化量，ΔXgi为调速器阀门位置改变量，ΔPtie为联络线交换功率偏差；[0022] 2）通过分析计算得到描述调频系统动态的方程
[0011] [0023]
其中，ui为区域i的AGC控制量，ΔPL=[ΔPL1ΔPL2]T为负荷扰动量与风电波动量之差。A为系统状态矩阵，Bi为输入矩阵，Γ为扰动转移矩阵，其值可根据系统动态计算得到；
[0025] 3）将各区域的支付函数Ji定义为线性二次型形式[0026] i=(1,2)
[0024] [0027]
其中，对区域i，Qi为状态变量权系数矩阵，体现该区域对频率和联络线功率接近
额定值目标的追求程度，Ri为输入变量权系数矩阵，体现该区域对频率调节过程中本区域内AGC机组损耗的关注程度，Qi、Ri权系数仅反映各区域对控制目标的偏好，可依实际需求调整。
[0028]
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说 明 书
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所述步骤2中，所述将传统的基于比例积分环节的自动发电控制量，替代为基于
微分博弈理论的自动发电控制量，所述建立基于微分博弈理论的区域互联电网自动发电的协调控制模型的步骤为：[0030] A、传统的两区域互联系统频率控制模型中，区域i的自动发电控制量采用比例积分环节求出，即：ΔPci=-K1i×∫ACEidt-Kti×ACEi，[0032] 其中，Δfi为实际频率和额定值的偏差量；Kli和Kti为积分增益和比例增益，取正值；ACEi为区域控制偏差，计算公式为ΔPtie-10BiΔfi，ΔPtie为区域间联络线交换功率偏差，Bi为频率响应系数，取负值；
[0033] 在建立的基于微分博弈理论控制模型中，该比例积分环节被去除，取代之的是微分博弈控制器给出的协调控制策略ui，即AGC机组功率调节命令ΔPci；[0034] B、消除负荷扰动量与风电波动量之差ΓΔPL这一项，假设在控制过程中以超短期负荷预测值和超短期风电功率预测值代替实际的随机变化量，以扰动后的稳态值作为参考点重新定义各变量，下标ss表示稳态值：[0035] xN(t)=x(t)-xss(t)，[0036] uiN(t)=ui(t)-uiss(t)，
[0037] ΔPLN(t)=ΔPL(t)-ΔPLss(t)=0，[0038] 从而得到一般形式：
[0031] [0039]
支付函数的最终形式为：
[0041] i=(1,2)
[0040] [0042]
所述步骤3中，所述运用线性二次型微分博弈理论，求解区域互联电网自动发电
的协调控制模型，将求得的纳什均衡策略作为多个区域的自动发电控制量，其计算过程为：
[0044] 利用已有的成熟的微分博弈理论，求解线性二次型微分博弈模型，得到纳什均衡策略，作为各区域的自动发电控制量，
[0043] [0045]
其中(P1,P2,L,Pn)是代数Riccati方程组的解，[0047] 所述代数Riccati方程组指：
[0046] [0048] [0049]
所述步骤4中，所述区域间调频量进行公平分配，其公平分配具有公平性且富有
说服力的验证过程如下：[0051] ａ、设区域i的调频控制量为：[0052] uiNNEW=ki*uiNORIGNAL，
[0050]
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对其中一个区域s的控制量进行公平性分析，即固定区域i=1,2,…,s-1,s+1,…
,n的反馈系数ki=1；[0054] ｂ、令ks的值在1的邻域附近发生变化，做出区域s支付Js随ks变化的曲线图；一般的，曲线在ks=1时达到极值。[0055] ｃ、当其他区域采用纳什均衡策略时，本区域最佳策略也即为纳什均衡策略。从而保证了各区域没有单独改变策略的意图，确保了策略的公平性。[0056] 对其他现有的控制方法进行公平性分析时，各区域单独改变控制量后都能更优化各自的目标函数，因此双方都不愿接受指定策略，证明其他方法不具有严格的公平性和说服力。互联电网通过联络线在区域间产生弱于区域内部的电气联系，从而拥有一致的稳态频率。当某区域调频压力过大时，可得到其他区域的功率支援以加快频率恢复，如图1中含风电场的区域2，这正是电网互联的目的之一。但值得注意的是，高渗透率间歇式能源的并网将增大功率支援的频率和幅度，凸显支援过程中的博弈对局问题。[0057] 图1中，区域1、2、3作为独立的利益主体，在互相支援以求系统频率尽快稳定的同时，也都想最小化自身所辖AGC机组的功率调节量，博弈由此产生。现行的TBC运行方式以固定的频率偏差系数分配各区域AGC的调节量，对博弈简单处理造成的不公可能导致某些区域消极执行指令。协调该博弈、建立公平的调频责任分配机制，是调动各区域积极参与风电消纳的前提，但同时是一个很困难的问题，尤其是考虑到各区域调频能力不同、区域间电气连接强度不同、间歇式电源地理分布不均和间歇式电源获益分配不均等因素。[0058] 鉴于现有的技术方案，微分博弈理论是对多区域AGC进行数学建模的理想工具，能直接、贴切地反映其间的博弈关系。发明使用的微分博弈模型为：[0059] n人非零和、非合作、确定、线性二次型无限时长微分博弈中，每位参与者i都力图最小化各自的支付函数Ji：
[0060] [0061] [0062]
其中，t0是博弈开始时间，Qi是对称权系数矩阵，Ri是大于零的权系数，ui(t)是参
与者i的控制策略，x(t)是状态向量，取决于以下m阶线性系统：
[0063]
A是m阶方阵，Bi是m维列向量，B是m×n矩阵[B1B2…Bn]，U(t)是ui(t)组成的n维列向量，x0是初始状态向量。
[0065] 考虑到电力系统调频的实际，即AGC控制是对当前数据采集中心SCADA采集得到的数据进行反馈控制的实际，本发明计算区域互联调频模型的反馈纳什均衡策略作为各区域的AGC调节量。微分博弈在目标函数为线性二次型时，其反馈纳什均衡解为系统状态量的线性反馈形式，易于工程实现且能保证问题有解，因此本发明先将线性二次型的反馈微分博弈引入到区域互联系统AGC之间的协调控制问题中。反馈纳什均衡的求解步骤如下：[0066] 设每位参与者i的汉密尔顿函数为[0067] Hi[x(t),u1(t),…un(t),λi(t)]，
[0064]
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说 明 书
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则[u1*(t),u2*(t),…,un*(t)]是微分博弈反馈纳什均衡解的充要条件是满足以
下方程组
[0070]
[0071]
[0072] [0073] [0074] [0075]
可得
其中(P1,P2,…,Pn)是代数Riccati方程组的解，
为实现将微分博弈理论应用于多区域调频实际，本发明采用的技术方案是
[0077] a.建立区域互联电网AGC调频模型；[0078] b.对建立的模型利用微分博弈理论求解；
[0079] c.将求得的纳什均衡策略作为各区域的调频信号。[0080] 与现有技术对比，本发明使多区域的收益在指定策略下同时达到了最优点，单独改变策略只会削减各自的收益，从而更好地协调了两区域AGC间的博弈，达到了稳定的局面，即纳什均衡点。
[0081] 本发明的工作原理：本发明提出的基于微分博弈理论的多区域自动发电控制协调方法，首先根据AGC机组、调速器、联络线功率传输等的动态行为建立区域互联AGC调频模型；同时将传统的基于比例积分环节的自动发电控制量，替代为基于微分博弈理论的自动发电控制量，建立起基于微分博弈理论的区域互联电网AGC的调频模型；利用线性二次型微分博弈理论，对建立的区域互联电网AGC模型求解，将求得的纳什均衡策略作为n个区域的自动发电控制量。通过对基于微分博弈理论的区域互联电网AGC的调频模型的求解，得到公平、有说服力的各区域调频分配量，确保各区域严格执行调频指令，达到快速稳定电力系统频率、消纳间歇性能源及负荷变动的目的。
[0082] 本发明相对于现有技术具有如下的优点及效果：[0083] （1）本发明建立多区域AGC协调问题的微分博弈模型，将各区域视为独立决策主体，通过其间的自组织竞争达到纳什均衡，所得纳什均衡策略具有严格的数学意义全过程无需人为设定权系数。[0084] （2）本发明制定的协调控制方案体现了公平公正的原则，各区域如若单独违背所分配的调频指令将会使己方的利益受损，确保了各区域严格执行所分配指令，有助于调动各区域参与调频的积极性，共同消纳间歇式能源。[0085] （3）本发明提出的控制策略可以进行离线运算得出，再运用于实际的电力系统，具
[0076]
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有较强的鲁棒性，本发明适于解决未来电网更复杂的分散协调控制。附图说明
图1是带有间歇式能源接入的多区域互联电网示意图，图中“i”表示第“i”个区域，“W”表示风电场，箭头方向为联络线有功功率支援方向。[0087] 图2是基于微分博弈控制的两区域互联系统模型图，图中方框C表示微分博弈控制器。
[0088] 图3是区域1支付J1随k1的变化曲线图。[0089] 图4是区域2支付J2随k2的变化曲线图。
[0090] 图5是微分博弈解与不同权系数下最优控制解的对比图，图中F点表示反馈纳什均衡点。
[0091] 图6是图5中圈D的细节放大图，图中F点表示反馈纳什均衡点，X、Y、Z点是Pareto最优点，X与Z之间部分是Pareto前沿上支配点F的点集。
[0086]
具体实施方式
[0092]
下面结合实施例及附图对本发明作进一步详细的描述，但本发明的实施方式不限
于此。
实施例
[0094] 为便于理解本发明，下面结合附图进行阐述。[0095] 以两区域互联电网为例，其基于微分博弈理论的控制过程如图2所示，图2是基于微分博弈控制的两区域互联系统模型图，图中方框C表示微分博弈控制器。图中各参数含义为：u1和u2为博弈控制器给出的协调控制策略，即AGC机组功率调节命令ΔPc1和ΔPc2，r1和r2为一次调频调差系数，TG1和TG2为调速器时间常数，ΔXg1和ΔXg2为调速器阀门位置改变量，TT1和TT2为汽容时间常数，ΔPg1和ΔPg2为原动机出力变化量，ΔPL1和ΔPL2为功率扰动量，即负荷扰动量与风电功率波动量之差，Kp1和Kp2为负荷频率调节效应系数，Tp1和Tp2为惯性时间常数，ΔPtie为联络线交换功率偏差，T12为联络线同步系数，Δf1和Δf2为瞬时频率和额定值的偏差。在博弈控制器中建立两区域AGC微分博弈模型如下：
[0093] [0096] [0097]
其中，
[0098]
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[0099]
[0100] [0101]
目标函数为：
目标函数表示，两区域都追求频率和联络线功率接近额定值，同时都希望付出的
控制代价最小。将各区域目标内的权系数统一设为[1,1,10]，该权系数仅反映各区域对控制目标的偏好，可依实际需求调整，并不影响博弈结果的公平性。
[0103] 假设在控制过程中以超短期负荷预测值和超短期风电功率预测值代替真实的随机变化量，以扰动后的稳态值作为参考点重新定义各变量，下标ss表示稳态值：[0104] xN(t)=x(t)-xss(t)，[0105] uiN(t)=ui(t)-uiss(t)，
[0106] ΔPLN(t)=ΔPL(t)-ΔPLss(t)=0，[0107] 因Δf1ss=Δf2ss=ΔPtiess=0，模型最终化为式(9)所示标准形式：[0108] i=(1,2)
[0102] [0109] [0110] [0111]
其中，A、B1、B2保持不变，Qi与Ri取值如下：
[0112]
R1=R2=10，
[0114] 本发明的控制流程参考图2，利用微分博弈理论求解上述的AGC调频模型，将求得的纳什均衡策略作为各区域的调频策略。若各区域都乐意接受指定的控制策略，没有单独背离方案的意愿，则可认为该方案协调了两区域的收益。为此设：
[0113] [0115]
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说 明 书
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令k1与k2在[0,2]变化，结果见图3和图4，图3是区域1支付J1随k1的变化曲
线图，图4是区域2支付J2随k2的变化曲线图。可以看到，J1与J2值分别在k1=1与k2=1时达到了极值，即两区域的收益在指定策略下同时达到了最优点，单独改变策略只会削减各自的收益，从而保证了策略的公平性。[0118] 对其他现有的控制策略，如传统的PI控制策略和基于加权多目标最优控制理论的协调控制策略，进行相同的仿真分析，仿真结果证明，当采用这些控制策略时，各区域的支付仍有改善的空间，因此各区域有可能单独改变本区域的控制策略，由于这种改变是盲目的，从而可能导致电力系统频率的失稳。其他现有的控制策略不具有公平性和说服力。[0119] 图5是微分博弈解与不同权系数下最优控制解的对比图，图中F点表示反馈纳什均衡点，图6是图5中圈D部分细节的放大，图中F点表示反馈纳什均衡点，X、Y、Z点是Pareto最优点。X与Z之间部分是Pareto前沿上支配点F的点集，这两个图说明了本发明与最优控制的区别。基于加权多目标最优控制理论的协调控制可得到图5所示的Pareto最优前沿，但缺乏一套理论用于在其中选取合适的运行点，使结果达到均衡稳定。本发明所得的非合作反馈纳什均衡解(FBNE)十分接近最优前沿，仅被图6中X、Z两点间的Pareto最优解支配，这部分解被称为Pareto改进解集。虽然被某个Pareto最优解支配，但是均衡解保证了区域间的公平，从而使各区域严格地执行所分配的调频指令，保证了系统的稳定。[0120] 上述实施例为本发明较佳的实施方式，但本发明的实施方式并不受上述实施例的限制，其他的任何未背离本发明的精神实质与原理下所作的改变、修饰、替代、组合、简化，均应为等效的置换方式，都包含在本发明的保护范围之内。
[0117]
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说 明 书 附 图
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图1
图2
图3
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说 明 书 附 图
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图4
图5
图6
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