非补燃压缩空气储能系统的经济性评估方法及装置与流程
本发明涉及新能源发电系统技术领域，特别涉及一种非补燃压缩空气储能系统的经济性评估方法及装置。
背景技术：
目前，随着我国电网容量的不断增大和可再生能源渗透率的提高，对于大规模储能技术的需求也越来越高。抽水蓄能作为成熟的大规模储能技术，有着效率高、容量大、技术成熟可靠等特点，然而其建设受地理条件的限制，难以大规模推广。非补燃压缩空气储能是一种先进的新型大规模储能技术，可实现低谷电和弃风弃光电的高效存储和转换，具有容量大、造价低、环保无污染等特点，并且不依赖于地质条件，可灵活选址。和传统的储能系统相比，非补燃压缩空气储能系统不仅可以用于削峰填谷、调峰调频和旋转备用，其自身的特性使其可以用于供热供冷，实现能源的综合的供给和应用。
然而，现有的储能经济性模型主要集中在削峰填谷、辅助服务等方面，对于两部制电价下的储能系统经济性鲜有研究，缺乏两部制电价的形成方法和全面量化的储能经济效益评估办法。
技术实现要素：
本发明旨在至少在一定程度上解决相关技术中的技术问题之一。
为此，本发明的一个目的在于提出一种非补燃压缩空气储能系统的经济性评估方法，该方法更加符合国家两部制电价的政策方针，更加具有正式性，全面性，更加符合实际情况。
本发明的另一个目的在于提出一种非补燃压缩空气储能系统的经济性评估装置。
为达到上述目的，本发明一方面实施例提出了一种非补燃压缩空气储能系统的经济性评估方法，包括以下步骤：构建包含发电侧、售电侧、压缩空气储能侧和用户侧的价格模型，确定上网电价、销售电价、储能充放电策略和用户用电行为；构建经营期电价模型，并求取储能系统最低容量电价；根据所述上网电价、所述销售电价、所述储能充放电策略和所述用户用电行为及所述储能系统最低容量电价得到非补燃压缩空气储能系统的经济性评估结果。
本发明实施例的非补燃压缩空气储能系统的经济性评估方法，可以通过将发电侧、售电侧、储能侧和用户侧进行动态优化，并结合压缩空气储能的自身特点以及需求侧响应模式，通过市场博弈方式获得储能的上网电价和充放电模式，让储能上网电价有轨可循，同时，结合财政模型，科学合理的计算出了压缩空气储能电站的最低容量电价，从而更加符合国家两部制电价的政策方针，更加具有正式性，全面性，更加符合实际情况。
另外，根据本发明上述实施例的非补燃压缩空气储能系统的经济性评估方法还可以具有以下附加的技术特征：
进一步地，在本发明的一个实施例中，所述构建包含发电侧、售电侧、压缩空气储能侧和用户侧的价格模型，进一步包括：构建所述发电侧的收益模型，并求取最优上网电价；构建所述售电侧的收益模型，并求取最优售电电价；构建所述储能侧的收益模型，并求解出最优充放电策略；构建所述用户侧的支出模型，并求解出用户使用电量；求解价格弹性矩阵，改变用户使用电量直至模型达到均衡；当所述发电侧、所述售电侧、所述储能侧和所述用户侧的目标函数均达到最优解后，获取储能最优上网电价、储能系统最优的充电模式和放电模式和所述储能系统在一天内的最大收入值。
进一步地，在本发明的一个实施例中，其中，所述发电侧的收益模型的目标函数为：
maxrg＝pg(qgf+qgw)-cf(qgf)-cf(qgw)，
其中，rg为发电侧的收入，pg为24小时的上网电价向量，qgf和qgw为火电机组和风电机组的24小时的发电量向量，c(qgw)为风电发电成本函数；所述售电侧的收益模型的目标函数为：
maxrr＝prqc-pg(qgf+qgw)-psqs-cr(qc+qs)，
其中，rr为售电侧收益，pr为24小时售电电价向量，qc为用户用电量向量，ps为储能电价向量，qs为储能电量向量，cr为输配电单位成本；所述储能侧的收益模型的目标函数为：
其中，rs为储能系统收益，psi为第i小时储能电价，
minrc＝prqc，
其中，rc为用户侧的用电成本，pr为24小时售电电价向量，qc为储能系统容量值。
进一步地，在本发明的一个实施例中，所述构建经营期电价模型，并求取储能系统最低容量电价，进一步包括：在给定运营期n和资本内部收益率及所述上网电价后，调整容量电价，以使净现金流量为0，并获取财务数据；根据所述财务数据求出压缩空气储能电站的所述最低容量电价。
进一步地，在本发明的一个实施例中，现金流入表示为：
其中，rsi为每天储能系统的最大收入值，pc为容量电价，qc为储能系统容量值，
其中，in表示平摊到每一年的投资成本，on表示第n年的运行成本，bn表示第n年向银行支付的利息，tn表示第n年的税收支出；所述压缩空气储能电站的年均综合收益为：
为达到上述目的，本发明另一方面实施例提出了一种非补燃压缩空气储能系统的经济性评估装置包括：第一构建模块，用于构建包含发电侧、售电侧、压缩空气储能侧和用户侧的价格模型，确定上网电价、销售电价、储能充放电策略和用户用电行为；第二构建模块，用于构建经营期电价模型，并求取储能系统最低容量电价；评估模块，用于根据所述上网电价、所述销售电价、所述储能充放电策略和所述用户用电行为及所述储能系统最低容量电价得到非补燃压缩空气储能系统的经济性评估结果。
本发明实施例的非补燃压缩空气储能系统的经济性评估装置，可以通过将发电侧、售电侧、储能侧和用户侧进行动态优化，并结合压缩空气储能的自身特点以及需求侧响应模式，通过市场博弈方式获得储能的上网电价和充放电模式，让储能上网电价有轨可循，同时，结合财政模型，科学合理的计算出了压缩空气储能电站的最低容量电价，从而更加符合国家两部制电价的政策方针，更加具有正式性，全面性，更加符合实际情况。
另外，根据本发明上述实施例的非补燃压缩空气储能系统的经济性评估装置还可以具有以下附加的技术特征：
进一步地，在本发明的一个实施例中，所述第一构建模块还用于构建所述发电侧的收益模型，并求取最优上网电价，构建所述售电侧的收益模型，并求取最优售电电价，构建所述储能侧的收益模型，并求解出最优充放电策略，构建所述用户侧的支出模型，并求解出用户使用电量，求解价格弹性矩阵，改变用户使用电量直至模型达到均衡，以及当所述发电侧、所述售电侧、所述储能侧和所述用户侧的目标函数均达到最优解后，获取储能最优上网电价、储能系统最优的充电模式和放电模式和所述储能系统在一天内的最大收入值。
进一步地，在本发明的一个实施例中，其中，所述发电侧的收益模型的目标函数为：
maxrg＝pg(qgf+qgw)-cf(qgf)-cf(qgw)，
其中，rg为发电侧的收入，pg为24小时的上网电价向量，qgf和qgw为火电机组和风电机组的24小时的发电量向量，c(qgw)为风电发电成本函数；
所述售电侧的收益模型的目标函数为：
maxrr＝prqc-pg(qgf+qgw)-psqs-cr(qc+qs)，
其中，rr为售电侧收益，pr为24小时售电电价向量，qc为用户用电量向量，ps为储能电价向量，qs为储能电量向量，cr为输配电单位成本；所述储能侧的收益模型的目标函数为：
其中，rs为储能系统收益，psi为第i小时储能电价，
minrc＝prqc，
其中，rc为用户侧的用电成本，pr为24小时售电电价向量，qc为储能系统容量值。
进一步地，在本发明的一个实施例中，所述第二构建模块还用于在给定运营期n和资本内部收益率及所述上网电价后，调整容量电价，以使净现金流量为0，并获取财务数据，以及根据所述财务数据求出压缩空气储能电站的所述最低容量电价。
进一步地，在本发明的一个实施例中，现金流入表示为：
其中，rsi为每天储能系统的最大收入值，pc为容量电价，qc为储能系统容量值，
其中，in表示平摊到每一年的投资成本，on表示第n年的运行成本，bn表示第n年向银行支付的利息，tn表示第n年的税收支出；所述压缩空气储能电站的年均综合收益为：
本发明附加的方面和优点将在下面的描述中部分给出，部分将从下面的描述中变得明显，或通过本发明的实践了解到。
附图说明
本发明上述的和/或附加的方面和优点从下面结合附图对实施例的描述中将变得明显和容易理解，其中：
图1为根据本发明一个实施例的非补燃压缩空气储能系统的经济性评估方法的流程图；
图2为根据本发明另一个实施例的非补燃压缩空气储能系统的经济性评估方法的流程图；
图3为根据本发明一个实施例的非补燃压缩空气储能系统的经济性评估装置的结构示意图。
具体实施方式
下面详细描述本发明的实施例，所述实施例的示例在附图中示出，其中自始至终相同或类似的标号表示相同或类似的元件或具有相同或类似功能的元件。下面通过参考附图描述的实施例是示例性的，旨在用于解释本发明，而不能理解为对本发明的限制。
下面参照附图描述根据本发明实施例提出的非补燃压缩空气储能系统的经济性评估方法及装置，首先将参照附图描述根据本发明实施例提出的非补燃压缩空气储能系统的经济性评估方法。
图1是本发明一个实施例的非补燃压缩空气储能系统的经济性评估方法的流程图。
如图1所示，该非补燃压缩空气储能系统的经济性评估方法包括以下步骤：
在步骤s101中，构建包含发电侧、售电侧、压缩空气储能侧和用户侧的价格模型，确定上网电价、销售电价、储能充放电策略和用户用电行为。
可以理解的是，本发明实施例可以获得历史负荷和历史电价数据，将其作为基础的数据输入发电侧收益模型，因为总体模型需要多次迭代才能达到均衡，因此需要历史数据的输入来求取初始值。
进一步地，在本发明的一个实施例中，构建包含发电侧、售电侧、压缩空气储能侧和用户侧的价格模型，进一步包括：构建发电侧的收益模型，并求取最优上网电价；构建售电侧的收益模型，并求取最优售电电价；构建储能侧的收益模型，并求解出最优充放电策略；构建用户侧的支出模型，并求解出用户使用电量；求解价格弹性矩阵，改变用户使用电量直至模型达到均衡；当发电侧、售电侧、储能侧和用户侧的目标函数均达到最优解后，获取储能最优上网电价、储能系统最优的充电模式和放电模式和储能系统在一天内的最大收入值。
可选地，在本发明的一个实施例中，其中，发电侧的收益模型的目标函数为：
maxrg＝pg(qgf+qgw)-cf(qgf)-cf(qgw)，
其中，rg为发电侧的收入，pg为24小时的上网电价向量，qgf和qgw为火电机组和风电机组的24小时的发电量向量，c(qgw)为风电发电成本函数；售电侧的收益模型的目标函数为：
maxrr＝prqc-pg(qgf+qgw)-psqs-cr(qc+qs)，
其中，rr为售电侧收益，pr为24小时售电电价向量，qc为用户用电量向量，ps为储能电价向量，qs为储能电量向量，cr为输配电单位成本；储能侧的收益模型的目标函数为：
其中，rs为储能系统收益，psi为第i小时储能电价，
minrc＝prqc，
其中，rc为用户侧的用电成本，pr为24小时售电电价向量，qc为储能系统容量值。
具体而言，(1)构建发电侧的收益模型，求取最优上网电价。发电侧跟据历史负荷和历史电价，以最大化自身利润为目标制定上网电价，其目标函数为：
maxrg＝pg(qgf+qgw)-cf(qgf)-cf(qgw)，
其中，rg为发电侧的收入，pg为24小时的上网电价向量，qgf和qgw为火电机组和风电机组的24小时的发电量向量。c(qgw)为风电发电成本函数，假设恒等于零，c(qgf)为发电侧火电的发电成本函数，其格式为：
式中a，b，c为发电成本曲线的系数，qgfi为火电第i小时的发电量。
火电发电侧受出力约束和爬坡约束的影响，风电发电出力最大值由历史曲线得出，最小值假设为零，即
qgfmin≤qgfi≤qgfmax，
0≤qgwi≤qgwmax，
式中，qgfmin和qgfmax为火电发电侧出力的最小值和最大值，
(2)构建售电侧收益模型，求取最优售电电价。售电侧跟据历史电价、历史负荷和发电侧上网成本，以利益最大化为目标，制定售电电价，其目标函数为：
maxrr＝prqc-pg(qgf+qgw)-psqs-cr(qc+qs)，
式中rr为售电侧收益，pr为24小时售电电价向量，qc为用户用电量向量，ps为储能电价向量，qs为储能电量向量，cr为输配电单位成本。
为了保护用户的利益，售电价格一般不能超过政府最高定价rgmax，即
rr≤rgmax。
(3)构建储能侧收益模型，求解出最优充放电策略。压缩空气储能系统侧跟据售电电价，以最大化收益为目标确定充放电策略，其目标函数为
式中rs为储能系统收益，psi为第i小时储能电价，
买卖电价格应与对应时段的售电价格一致，即
psi＝pri，
储能电站不能同时运行在储能和释能模式，因此用
储能释能时，储能系统受到功率的约束，即
储能容量不能超过系统容量的上下限，即
式中esmin为储能容量下限，esmax为储能容量上限，eff为储能系统效率，e0为储能初始容量值。
(4)构建用户侧支出模型，求解出用户使用电量。用户跟据售电电价，调整自己的用电量，使得自己的用电成本最低，其目标函数为
minrc＝prqc，
用于用户的收入有限，用户有着最大的支付额度，即
prqc≤rcmax，
于此同时，用户的用电量必须被限制在一定的范围之内，用电过少会影响用户的正常生活，过多则会对电站的经济运行产生影响，即
qcmin≤qc≤qcmax。
(5)求解价格弹性矩阵，改变用户使用电量直至模型达到均衡，用户的电量变化表达式为
(6)当发电侧、售电侧储能侧和用户侧目标函数都达到最优解后，ps即为储能最优上网电价，
举例而言，(1)本发明实施例构建发电侧的收益模型，在约束下求取最优上网电价。发电侧的目的是在约束的情况下最大化自身利润，发电收入依靠向售电侧卖电，发电成本为燃料成本，依此构建其目标函数
maxrg＝pg(qgf+qgw)-cf(qgf)-cf(qgw)，
其中rg为发电侧的收入，pg为24小时的上网电价向量，qgf和qgw为火电机组和风电机组的24小时的发电量向量。c(qgw)为风电发电成本函数，假设恒等于零，c(qgf)为发电侧火电的发电成本函数，其格式为
式中a，b，c为发电成本曲线的系数，qgfi为火电第i小时的发电量。
于此同时，火电和风电的最高最低出力都受到一定的约束，风电出力的最大值由历史数据曲线得出，同时假设风电的最低出力为0，同时火电的爬坡速率也受到一定的限制，依此构建约束条件
qgfmin≤qgfi≤qgfmax，
0≤qgwi≤qgwmax，
式中，qgfmin和qgfmax为火电发电侧出力的最小值和最大值，
(2)本发明实施例可以通过构建售电侧收益模型，求取最优售电电价，售电侧通过向用户侧和储能侧售电获得收益，成本为从发电侧买电、储能系统释能时从储能侧买电以及输配电成本，其目标函数为
maxrr＝prqc-pg(qgf+qgw)-psqs-cr(qc+qs)，
式中rr为售电侧收益，pr为24小时售电电价向量，qc为用户用电量向量，ps为储能电价向量，qs为储能电量向量，cr为输配电单位成本。
为了保证正常的市场秩序，政府控制最高售电价格rgmax，售电价格不能超过此价格
rr≤rgmax，
跟据以上目标函数和约束，即可求出最优电价pr。
(3)本发明实施例可以构建储能侧的收益函数，获得最优运行策略，压缩空气储能系统在电价低谷期间从售电侧买电，在电价高峰期间向电网卖电，通过峰谷差价获得收益，同时有一定的运行成本，其收益函数为
式中rs为储能系统收益，psi为第i小时储能电价，
psi＝pri。
另外，储能电站不能同时运行在储能和释能模式，因此用
储能释能时，储能系统受到功率的约束，即
储能容量不能超过系统容量的上下限，即
式中esmin为储能容量下限，esmax为储能容量上限，eff为储能系统效率，e0为储能初始容量值。本发发明实施例可以跟据以上约束和目标函数，求解出充放电运行模式
(4)本发明实施例可以通过构建用户总支出模型，确定用户使用电量。用户从售电侧买电满足自己的生活生产需求，其目标是用电成本最低，对应的目标函数为：
minrc＝prqc，
用户的总成本不能超过其愿意支付的最大额度，即
prqc≤rcmax，
同时，用户的用电量也不能超过一定的范围，否则会影响用户正常的生活
qcmin≤qc≤qcmax。
(5)首先判断发电侧、售电侧、储能侧以及用户侧是否达到均衡，若不均衡，改变用户用电量，重复计算每部分的最优值，直到达到均衡为止，用户用电量变化为：
在步骤s102中，构建经营期电价模型，并求取储能系统最低容量电价。
进一步地，在本发明的一个实施例中，构建经营期电价模型，并求取储能系统最低容量电价，进一步包括：在给定运营期n和资本内部收益率及上网电价后，调整容量电价，以使净现金流量为0，并获取财务数据；根据财务数据求出压缩空气储能电站的最低容量电价。
可以理解的是，本发明实施例可以通过构建经营期电价模型，从而求取储能系统最低容量电价。在给定运营期n和资本内部收益率和求取的上网电价的情况下，调整容量电价，使得净现金流量为0，即
式中，ynpv为净现金流量，
可选地，在本发明的一个实施例中，现金流入可以表示为：
其中，rsi为每天储能系统的最大收入值，pc为容量电价，qc为储能系统容量值，
其中，in表示平摊到每一年的投资成本，on表示第n年的运行成本，bn表示第n年向银行支付的利息，tn表示第n年的税收支出；压缩空气储能电站的年均综合收益为：
可以理解的是，本发明实施例通过计算经营期的现金流，确定每年的现金流入和流出，其中，现金流入计算公式为：
式中rsi为上述求出的每天储能系统的最大收入值，pc为容量电价，qc为储能系统容量值，
现金流出计算公式为：
式中，in表示平摊到每一年的投资成本，on表示第n年的运行成本，bn表示第n年向银行支付的利息，tn表示第n年的税收支出。
另外，容量电价设置的目的是保证储能电站在正常运行的情况下不会亏本，借此鼓励商业投资，因此本步骤采取经营期电价模型计算容量电价，即在经营期间内，净现金流量为0，即为：
式中，ynpv为净现金流量，
通过输入已知的财务数据值，即可求出最低容量电价pc。其中，储能电站的年均综合收益为：
在步骤s103中，根据上网电价、销售电价、储能充放电策略和用户用电行为及储能系统最低容量电价得到非补燃压缩空气储能系统的经济性评估结果。
在本发明的一个具体实施例中，如图2所示，本发明实施例的方法具体包括以下步骤：
在步骤s1中，发电侧根据历史数据确定上网电价。
在步骤s2中，售电测根据上网电价确定售电电价。
在步骤s3中，储能系统根据售电电价确定运行模式。
在步骤s4中，用户侧根据售电电价确定负荷
在步骤s5中，判断发电侧、售电侧、储能侧以及用户侧是否达到均衡，若是，则执行步骤s6；若否，则用户调整用电量，并执行步骤s1。
在步骤s6中，计算经营期现金流。
在步骤s7中，计算最低容量电价。
根据本发明实施例提出的非补燃压缩空气储能系统的经济性评估方法，可以通过将发电侧、售电侧、储能侧和用户侧进行动态优化，并结合压缩空气储能的自身特点以及需求侧响应模式，通过市场博弈方式获得储能的上网电价和充放电模式，让储能上网电价有轨可循，同时，结合财政模型，科学合理的计算出了压缩空气储能电站的最低容量电价，从而更加符合国家两部制电价的政策方针，更加具有正式性，全面性，更加符合实际情况。
其次参照附图描述根据本发明实施例提出的非补燃压缩空气储能系统的经济性评估装置。
图3是本发明一个实施例的非补燃压缩空气储能系统的经济性评估装置的结构示意图。
如图3所示，该非补燃压缩空气储能系统的经济性评估装置10包括：第一构建模块100、第二构建模块200和评估模块300。
其中，第一构建模块100用于构建包含发电侧、售电侧、压缩空气储能侧和用户侧的价格模型，确定上网电价、销售电价、储能充放电策略和用户用电行为。第二构建模块200用于构建经营期电价模型，并求取储能系统最低容量电价。评估模块300用于根据上网电价、销售电价、储能充放电策略和用户用电行为及储能系统最低容量电价得到非补燃压缩空气储能系统的经济性评估结果。本发明实施例的装置10可以构建包含发电侧、售电侧、压缩空气储能侧和用户侧的经济模型，确定了储能系统的运行策略和电量电价，然后构建了考虑建设成本、运行成本、售电收益、容量收益等因素的储能系统的容量电价模型，从而为非补燃压缩空气储能的推广提供重要借鉴。
进一步地，在本发明的一个实施例中，第一构建模块100还用于构建发电侧的收益模型，并求取最优上网电价，构建售电侧的收益模型，并求取最优售电电价，构建储能侧的收益模型，并求解出最优充放电策略，构建用户侧的支出模型，并求解出用户使用电量，求解价格弹性矩阵，改变用户使用电量直至模型达到均衡，以及当发电侧、售电侧、储能侧和用户侧的目标函数均达到最优解后，获取储能最优上网电价、储能系统最优的充电模式和放电模式和储能系统在一天内的最大收入值。
进一步地，在本发明的一个实施例中，其中，发电侧的收益模型的目标函数为：
maxrg＝pg(qgf+qgw)-cf(qgf)-cf(qgw)，
其中，rg为发电侧的收入，pg为24小时的上网电价向量，qgf和qgw为火电机组和风电机组的24小时的发电量向量，c(qgw)为风电发电成本函数；售电侧的收益模型的目标函数为：
maxrr＝prqc-pg(qgf+qgw)-psqs-cr(qc+qs)，
其中，rr为售电侧收益，pr为24小时售电电价向量，qc为用户用电量向量，ps为储能电价向量，qs为储能电量向量，cr为输配电单位成本；储能侧的收益模型的目标函数为：
其中，rs为储能系统收益，psi为第i小时储能电价，
minrc＝prqc，
其中，rc为用户侧的用电成本，pr为24小时售电电价向量，qc为储能系统容量值。
进一步地，在本发明的一个实施例中，第二构建模块200还用于在给定运营期n和资本内部收益率及上网电价后，调整容量电价，以使净现金流量为0，并获取财务数据，以及根据财务数据求出压缩空气储能电站的最低容量电价。
进一步地，在本发明的一个实施例中，现金流入表示为：
其中，rsi为每天储能系统的最大收入值，pc为容量电价，qc为储能系统容量值，
其中，in表示平摊到每一年的投资成本，on表示第n年的运行成本，bn表示第n年向银行支付的利息，tn表示第n年的税收支出；压缩空气储能电站的年均综合收益为：
需要说明的是，前述对非补燃压缩空气储能系统的经济性评估方法实施例的解释说明也适用于该实施例的非补燃压缩空气储能系统的经济性评估装置，此处不再赘述。
根据本发明实施例提出的非补燃压缩空气储能系统的经济性评估装置，可以通过将发电侧、售电侧、储能侧和用户侧进行动态优化，并结合压缩空气储能的自身特点以及需求侧响应模式，通过市场博弈方式获得储能的上网电价和充放电模式，让储能上网电价有轨可循，同时，结合财政模型，科学合理的计算出了压缩空气储能电站的最低容量电价，从而更加符合国家两部制电价的政策方针，更加具有正式性，全面性，更加符合实际情况。
在本发明的描述中，需要理解的是，术语“中心”、“纵向”、“横向”、“长度”、“宽度”、“厚度”、“上”、“下”、“前”、“后”、“左”、“右”、“竖直”、“水平”、“顶”、“底”“内”、“外”、“顺时针”、“逆时针”、“轴向”、“径向”、“周向”等指示的方位或位置关系为基于附图所示的方位或位置关系，仅是为了便于描述本发明和简化描述，而不是指示或暗示所指的装置或元件必须具有特定的方位、以特定的方位构造和操作，因此不能理解为对本发明的限制。
此外，术语“第一”、“第二”仅用于描述目的，而不能理解为指示或暗示相对重要性或者隐含指明所指示的技术特征的数量。由此，限定有“第一”、“第二”的特征可以明示或者隐含地包括至少一个该特征。在本发明的描述中，“多个”的含义是至少两个，例如两个，三个等，除非另有明确具体的限定。
在本发明中，除非另有明确的规定和限定，术语“安装”、“相连”、“连接”、“固定”等术语应做广义理解，例如，可以是固定连接，也可以是可拆卸连接，或成一体；可以是机械连接，也可以是电连接；可以是直接相连，也可以通过中间媒介间接相连，可以是两个元件内部的连通或两个元件的相互作用关系，除非另有明确的限定。对于本领域的普通技术人员而言，可以根据具体情况理解上述术语在本发明中的具体含义。
在本发明中，除非另有明确的规定和限定，第一特征在第二特征“上”或“下”可以是第一和第二特征直接接触，或第一和第二特征通过中间媒介间接接触。而且，第一特征在第二特征“之上”、“上方”和“上面”可是第一特征在第二特征正上方或斜上方，或仅仅表示第一特征水平高度高于第二特征。第一特征在第二特征“之下”、“下方”和“下面”可以是第一特征在第二特征正下方或斜下方，或仅仅表示第一特征水平高度小于第二特征。
在本说明书的描述中，参考术语“一个实施例”、“一些实施例”、“示例”、“具体示例”、或“一些示例”等的描述意指结合该实施例或示例描述的具体特征、结构、材料或者特点包含于本发明的至少一个实施例或示例中。在本说明书中，对上述术语的示意性表述不必须针对的是相同的实施例或示例。而且，描述的具体特征、结构、材料或者特点可以在任一个或多个实施例或示例中以合适的方式结合。此外，在不相互矛盾的情况下，本领域的技术人员可以将本说明书中描述的不同实施例或示例以及不同实施例或示例的特征进行结合和组合。
尽管上面已经示出和描述了本发明的实施例，可以理解的是，上述实施例是示例性的，不能理解为对本发明的限制，本领域的普通技术人员在本发明的范围内可以对上述实施例进行变化、修改、替换和变型。
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