專利名稱：一種基于減少so的制作方法
技術領域：
本發(fā)明涉及一種電力發(fā)電的控制方法，具體涉及一種基于電網減少SO2排放的發(fā)電機組實時集中控制方法。
背景技術：
現代電網是一個十分巨大、廣闊而復雜的系統(tǒng)，任何局部故障都有可能導致大面積停電。為了維持這樣一個關系整個社會福祉的龐大系統(tǒng)安全、穩(wěn)定和經濟運行，與電網的發(fā)展同步，在電網的控制中心和各發(fā)電企業(yè)的廠站端，構建了相應的信息與控制系統(tǒng)。這種系統(tǒng)在電網被稱為“能量管理系統(tǒng)(EMS)”，電網控制中心就是通過這個系統(tǒng)管理和控制著整個電力系統(tǒng)的發(fā)電、輸電、配電與用電的實時平衡。
近年來，世界范圍內的電力體制改革風起云涌。在國內外電網的控制中心，傳統(tǒng)的按照發(fā)電計劃指標，或按照能耗指標進行發(fā)電機組運行控制的方法，隨著社會經濟體制的變革，都已改變?yōu)榘窗l(fā)電機組電力的“賣出電價”(報價)從低到高的順序進行控制，也就是電網控制中心是以購電成本最低為目標，對發(fā)電機組進行控制。為了適應電力體制的變革，許多電網在EMS之外，或在EMS的基礎之上另行構建一個適應電力市場化運作的技術支持系統(tǒng)(或稱電網運營控制系統(tǒng))，用以處理發(fā)電機組“賣出電量”(上網電量)的價格和相應控制信號的工作，再由EMS根據電網運營控制系統(tǒng)的控制指令進行機組的運行控制。
因此，在功能上，電網運營控制系統(tǒng)和EMS的關系實際上是前臺與后臺的關系電網運營控制系統(tǒng)處理電力發(fā)需雙方的供需平衡關系，電網控制中心則利用EMS根據前者確定的各發(fā)電機組的報價和控制信號進行系統(tǒng)發(fā)電的實時控制。
正是上述原因，在實現市場化改革的世界各國的電網控制中心，毫無例外的都是以發(fā)電機組“賣出電量”的報價做為控制變量，通過EMS對電網的發(fā)電機組進行實時控制。在發(fā)電企業(yè)內部，也必然利用各種技術手段(其中使用最多的是系統(tǒng)自動發(fā)電控制——主站AGC的廠站終端PLC裝置或廠站AGC)對所屬的各發(fā)電機組進行控制，實現單臺機組或一個發(fā)電企業(yè)的資源優(yōu)化配置，從而尋求經濟效益的最大化。
另外，無論在國外還是在國內的電網中，發(fā)電機組消耗的一次能源盡管多種多樣，但是在很多情況下還是以煤炭為代表的化石燃料作為主要能源。隨著人類社會消耗的電力越來越多，發(fā)電用煤也大幅增加。燃煤火力發(fā)電廠對空排放煙氣中的SO2(二氧化硫)等有害氣體也隨之大幅增加，嚴重影響了人類的生存環(huán)境。世界各國都在想方設法減少大氣中的SO2排放總量。在人們對電力的需求日益增多的同時，需要我們設法減少環(huán)境污染，對燃煤火力發(fā)電廠來說，就是要盡可能減少SO2排放。
就單一的火力發(fā)電機組來說，由于設計的燃料限制，在一定的發(fā)電輸出情況下，除了安裝脫硫設施外，隨煙氣排放的SO2基本上是不可控的。但是，不同的發(fā)電機組，一次能源的種類和機組的SO2排放特性是不一樣的，有時甚至差別很大。例如，單機容量為600MW的火電機組，輸出1千瓦時的電能要消耗標準煤在300克左右，而單機容量為50MW的火電機組，每千瓦時消耗的標準煤為450克以上，也就是說，在同等發(fā)電量和同等煤質的前提下，后者的SO2排放比前者大了50％；同一臺機組，在滿負荷和低負荷時的SO2排放特性也相差甚遠；水電、風力發(fā)電就沒有SO2排放。
因此，以電網全局的SO2排放最少為目標，對全電網發(fā)電機組進行尋優(yōu)控制，具有十分現實的社會、經濟意義。

發(fā)明內容
本發(fā)明所要解決的技術問題是解決現有電網控制中心單純按電力報價的高低來控制發(fā)電機組所帶來的發(fā)電廠SO2排放失控的技術問題，而提供一種基于減少電網SO2排放的發(fā)電機組實時集中控制方法。這種根據機組的SO2排放特性，進行發(fā)電機組實時集中控制的方法，能夠達到在滿足同樣的發(fā)電需求下，最大限度地減少燃煤機組的SO2排放，減輕環(huán)保壓力的目的。
本發(fā)明采用的技術方案是這種基于減少SO2排放的發(fā)電機組實時集中控制方法，包括以下步驟1)發(fā)電公司的各發(fā)電機組電量的電價參數、能耗參數、SO2排放參數通過互聯網，電話通道或無線、載波、微波等通信網絡輸入至電網控制中心的能量管理系統(tǒng)(EMS)；2)能量管理系統(tǒng)(EMS)的數據采集與監(jiān)視控制子系統(tǒng)(SCADA)接收上述信息后，首先進行識別，確認，存入原始數據庫，再將這些原始數據根據人機界面確定的處理、排序算法和周期進行分類，排序。分別輸出從低到高的、與機組對應的電價參數排序數據、能耗參數排序數據及SO2排放參數排序數據；3)根據電網負荷需求，由電網能量管理系統(tǒng)(EMS)形成電價標桿線，能耗標桿線，SO2排放標桿線，并將電價參數和能耗參數分別與電價標桿線，能耗標桿線進行比較，分別輸出電價入圍機組信息和能耗入圍機組信息。這兩個信息進入電價--能耗預選計算機，進行電價--能耗的預選計算，輸出能耗入圍預選運行機組數據，并根據能耗標桿線輸出電價入圍和能耗入圍機組的能耗置換經濟補償數據；4)預選計算機輸出的能耗入圍預選運行機組數據與SO2排放入圍機組數據進入綜合分析計算機主機進行比較、分析，并通過人機互動界面在經濟技術比較的基礎上進行適時調整，確定最終運行機組控制信號，進入電網控制中心的自動發(fā)電控制系統(tǒng)(AGC主站)；5)自動發(fā)電控制系統(tǒng)(AGC主站)輸出機組運行控制信號，經電網控制專用數據網絡連接至發(fā)電公司的自動發(fā)電控制系統(tǒng)(廠站AGC)，廠站AGC分別連接、控制各發(fā)電機組的控制器(PLC)，或者AGC主站的輸出經電網控制專用數據網絡直接連接至各發(fā)電機組的控制器(PLC)，發(fā)電機組控制器(PLC)的數字信號二次分配給D/A轉換板，并由D/A轉換板轉換為模擬量送到機爐協(xié)調系統(tǒng)(DCS)中，實現機組的AGC功能。
上述技術方案中，電網控制中心的能量管理系統(tǒng)(EMS)、電網控制中心AGC主站、廠站AGC、電廠PLC、機爐協(xié)調系統(tǒng)(DCS)以及所涉及的通信、控制網絡均可以采用現有技術。
本發(fā)明的技術效果在于電網控制中心根據電網所需的電量和發(fā)電機組單位電量的電價參數、能耗參數和SO2排放參數大小，選擇適當的發(fā)電機組發(fā)電，解決了現有電網中僅根據機組電量報價的高低來控制發(fā)電機組，造成SO2排放失控的問題。本發(fā)明方法能最大限度地控制、減少電網總的SO2排放，減輕環(huán)保壓力，社會、經濟效益十分顯著，是電力系統(tǒng)節(jié)能、環(huán)保和可持續(xù)發(fā)展的重要技術。


圖1、現有技術電網運營及控制系統(tǒng)結構示意圖。
圖2、現有技術電網控制中心能量管理系統(tǒng)(EMS)結構示意圖。
圖3、本發(fā)明方法各相關系統(tǒng)及控制過程的流程示意圖。
圖4、為本發(fā)明按機組的SO2排放、能耗參數及電價參數排序及入圍情況實施例示意圖。
具體實施方案下面結合附圖和具體實施例對本發(fā)明作進一步的說明圖1標示了現有技術電網運營及控制系統(tǒng)各主要模塊及其在電網運營系統(tǒng)中的邏輯關系和作用，也標示了該系統(tǒng)的主站和發(fā)電企業(yè)的信息流程關系。
圖2標示了現有技術電網控制中心能量管理系統(tǒng)(EMS)的主要模塊及相互關系。
能量管理系統(tǒng)(EMS-Energy Management System)，由硬件平臺、操作系統(tǒng)平臺、支撐平臺、電力系統(tǒng)基本應用和電力高級應用軟件等組成。這些平臺可以為整個系統(tǒng)提供一個分布式應用開發(fā)和運行環(huán)境，作為應用系統(tǒng)和底層硬件體系、操作系統(tǒng)之間的一個高效穩(wěn)健的中間件，有效的將上層應用和底層系統(tǒng)隔離開，同時建立在不同的計算機體系結構和操作系統(tǒng)之上的該分布式應用開發(fā)和運行環(huán)境為上層應用的設計和運行提供一種開發(fā)平臺和運行的環(huán)境，為系統(tǒng)的穩(wěn)定高效提供可靠保障和奠定堅實基礎。
分布式應用開發(fā)和運行環(huán)境為上層應用提供了一個虛擬的、統(tǒng)一的、可擴展的、分布的開發(fā)平臺，它使得僅僅單一系統(tǒng)的可編程轉變?yōu)槎喾N系統(tǒng)的可編程。隨著開放平臺的出現，能量管理系統(tǒng)應用軟件的開發(fā)可擺脫“先平臺，后開發(fā)”的被動局面，而作為獨立的軟件產業(yè)出現。對上層應用而言，開發(fā)應用僅僅依托于分布式應用開發(fā)和運行環(huán)境所提供的一系列的編程接口和服務。這種分層的開發(fā)體系，力圖提高應用開發(fā)的效率和速度，增加了應用代碼的統(tǒng)一性和可分析性以及應用的開放性和可維護性。
在本方法中，電網控制中心賴以對并網發(fā)電機組實現集中、實時控制所涉及的子系統(tǒng)有
SCADA(Supervisory Control And Data Acquisition)即數據采集與監(jiān)視控制系統(tǒng)，它是EMS的基本模塊，主要完成數據的收集、處理解釋、存儲和顯示，并把這些實時信息傳遞給其它應用模塊。在本方法中，SCADA系統(tǒng)需要在原有僅僅收集、儲存機組電價數據的基礎上，增設各機組能耗參數、SO2排放參數的數據庫，并完成相應這些數據的處理解釋、存儲和顯示，以及把這些實時信息傳遞給其它應用模塊。
自動發(fā)電控制AGC(Automatic Generation Control)作為EMS的核心功能包含在EMS系統(tǒng)的RTGEN(實時發(fā)電)應用中。與早期的能量管理系統(tǒng)不同，電網控制中心現有的開放式能量管理系統(tǒng)AGC，一般都采用終端圖形用戶界面(GUI)技術，使得電網控制的許多功能都可以基于圖形來完成，從而更直觀、方便。通常情況下，電網控制中心的運行人員只需要在人機界面上輸入或修改相關機組的控制狀態(tài)或數據，并經過AGC中為實現這些功能而專門開發(fā)的應用軟件的處理，就可以實現指定的控制目標。
在AGC中，與實現本方法相關的主要模塊是其中的基值功率跟蹤模塊，該模塊的主要功能是根據發(fā)電要求，給其控制下的各發(fā)電廠控制器提供功率基值，也就是電網控制人員只需要在AGC的工作界面上，置入各機組的控制目標(功率基值及其模式)。功率基值有四種模式電網經濟控制方式(Economic Dispatch，ED)、計劃設定方式(BL)、經濟出力平均值方式(AV)和人工輸入方式(BP)都可以用來實現本方法所要求的控制目標。ED方式是控制人員向AGC輸入一個經濟運行程序，由程序設定相關發(fā)電機組的經濟出力，進而自動給出各機組的控制功率基值，即基準值；BL方式是指給機組設定的是一個計劃(預定)出力；AV方式是指給機組設定的基值是經濟出力平均值，也就是按參與控制機組容量的百分比平均分配；BP方式是指由電網控制人員人工設定。上述方式均可實現本發(fā)明。不過，很顯然以BP(人工)和BL(計劃)方式最直觀。
與主站AGC密不可分的是機組調節(jié)模塊，該模塊的主要功能是將當前的出力調整值分配給每個受主站AGC控制的電廠控制器(PLC)。
PLC與電氣回路的接口，是通過輸入輸出部分(I/O)完成的。I/O模塊集成了PLC的I/O電路，其輸入暫存器反映輸入信號狀態(tài)，輸出點反映輸出鎖存器狀態(tài)。輸入模塊將電信號變換成數字信號進入PLC系統(tǒng)，輸出模塊相反。I/O分為數字量輸入(DI)，數字量輸出(DO)，模擬量輸入(AI)，模擬量輸出(AO)等模塊。
PLC具有通信聯網的功能，它使PLC與PLC之間、PLC與上位計算機以及其他智能設備之間能夠交換信息，形成一個統(tǒng)一的整體，實現分散集中控制。多數PLC具有RS-232接口，還有一些內置有支持各自通信協(xié)議的接口。PLC的通信現在主要采用通過多點接口(MPI)的數據通訊、PROFIBUS或工業(yè)以太網進行聯網。
AGC的內部工作方式電網控制中心對電廠實現AGC控制，即要求電廠調節(jié)出力時，電網控制中心下發(fā)AGC投入的遙調命令給監(jiān)控系統(tǒng)信息處理及通信裝置，監(jiān)控系統(tǒng)信息處理及通信裝置收到該遙調命令后，要進行命令性質和對象確認，并將執(zhí)行的信號返回上級AGC。電網控制中心收到返回的信息后，再下發(fā)AGC遙調命令。其主要過程是(以使用美國GE Harris能源控制系統(tǒng)責任有限公司的D20/D200系列遠動終端產品實現600MW機組的AGC控制為例)(1)信息處理及通信裝置D200主CPU板先收到遙調執(zhí)行的命令，然后經過規(guī)約信息處理，將具體的AGC調節(jié)指令(數值)發(fā)送給D20C板的CPU主板，由D20C板具體執(zhí)行該命令。
(2)D20C板將收到的AGC命令轉換成600MW機組對應0-100％出力轉換成的碼值，4-20mA進行轉換即轉換成6553-32767(D20C板AO輸出分辨率為12位+1位符號位)下發(fā)遙調至D20 AGC控制輸出板。
(3)D20 AGC控制輸出以4-20mA的直流模擬量輸出至機組的機爐協(xié)調系統(tǒng)(DCS)，控制汽輪機的主汽門、協(xié)調聯動鍋爐的給油(煤粉)，以調節(jié)發(fā)電機出力。
(4)GR90 AGC控制輸出板可接8路雙極電壓/單極電流遙調輸出；D20 AGC控制輸入板將AGC調節(jié)后的情況返送給電廠和電網控制中心系統(tǒng)，以便監(jiān)控D20 AGC模塊的輸出狀態(tài)AGC控制方式AGC系統(tǒng)具備三種控制方式，工作方式如下(1)控制方式一(直接遙控方式)電網控制中心下達單機出力定值AGC命令，信息處理及通信裝置D200接收到AGC命令后，通過D20C組合板中的D20 AGC控制輸出/輸出板輸出直流模擬信號至機組的機爐協(xié)調系統(tǒng)(DCS)，從而實現對機組的出力控制。
(2)控制方式二(當地自動方式一)電網控制中心下達電廠總出力定值，電廠計算機監(jiān)控SCADA系統(tǒng)接收到電網控制中心AGC命令后，根據各個機組的實際運行工況對機組負荷進行再分配。然后通過AGC命令將其轉發(fā)給信息處理及通信裝置D200，通過D20C組合板中的D20 AGC控制輸出/輸出板輸出直流模擬信號至各個機組的機爐協(xié)調系統(tǒng)，從而實現對各機組的出力控制。
(3)控制方式三(當地自動方式二)電網控制中心下達電廠發(fā)電計劃曲線(自動或人工輸入)，電廠計算機監(jiān)控SCADA系統(tǒng)接收到曲線后，根據各個機組的實際運行工況進行處理轉換為各發(fā)電機組出力設定值。并將其通過AGC命令送給信息處理及通信裝置D200，通過D20C組合板中的D20 AGC控制輸出/輸出板輸出直流模擬信號至各機組的機爐協(xié)調系統(tǒng)(DCS)，從而實現對各個機組出力進行自動控制，使機組出力之和與電網控制中心下達的計劃曲線相吻合(跟蹤發(fā)電計劃曲線功能)AGC命令的接收根據上述三種控制方式，接收AGC命令分別如下(1)信息處理及通信裝置D200接收電網控制中心下達的單機出力定值AGC命令，通過D20C組合板中的D20 AGC控制輸出/輸出板輸出直流模擬信號至機組的機爐協(xié)調系統(tǒng)(DCS)；(2)SCADA系統(tǒng)根據電網控制中心下達全廠總出力定值，要求通過人機對話方式人工輸入全廠或單機發(fā)電定值，再將AGC命令送給信息處理及通信裝置D200，通過D20C組合板中的D20 AGC控制輸出/輸出板輸出直流模擬信號至機組的機爐協(xié)調系統(tǒng)(DCS)；(3)電網控制中心下達的全廠發(fā)電曲線，送給SCADA系統(tǒng)，由SCADA系統(tǒng)將AGC命令轉發(fā)給信息處理及通信裝置D200，通過D20C組合板中的D20 AGC控制輸出/輸出板，將數字信號轉換為4-20mA的直流模擬信號輸出至機組的機爐協(xié)調系統(tǒng)(DCS)。
綜上所述，現代電網控制中心的EMS系統(tǒng)在充分利用計算機技術的基礎上，電網控制技術已經實現了智能化、集成化，復雜的系統(tǒng)控制操作，只需在EMS的相關人機界面進行簡單的人機對話就可以實現，并不需要運行、控制人員進行編程或實時操作！因此，由電網控制中心利用現有的電網運營控制系統(tǒng)和能量管理系統(tǒng)(EMS)平臺，按照本方法實施對發(fā)電機組的實時集中控制，在工程技術上具有水到渠成的現實條件。
圖3詳細標示了本發(fā)明方法各相關系統(tǒng)及控制過程的流程，標示了原始數據、信息的采集、處理、輸出和控制實施的全過程，展示了本方法的技術方案整體邏輯關系，將在實施方式中詳細闡述。
圖4標示了按各機組的SO2排放、能耗及電價參數排序的情況，也標示了按不同控制變量進行控制的相應控制輸出及入圍情況，同時還標示了本發(fā)明低能耗和低SO2排放機組對高能耗、高SO2排放機組的置換效應。
為了說明本方法的具體實施步驟，不妨就電網中某個時間段(如一個小時)做下述簡化和假設1、電網全部發(fā)電機組容量均相同；2、不考慮電網損耗和網絡阻塞，也不考慮調頻、調壓；3、電網全部機組設為6臺，其中4臺運行就剛好滿足該時段的市場供需平衡；4、設4號機組是水電機組，根本就不排放SO2，即其SO2排放參數為0；5、不考慮與外部電網的互聯。
參照圖3，本方法的實施步驟為1)發(fā)電公司的各發(fā)電機組電量的電價參數、能耗參數、SO2排放參數通過互聯網，電話通道或無線、載波、微波等通信網絡輸入至電網控制中心的能量管理系統(tǒng)(EMS)；現代電網控制中心的EMS(能量管理系統(tǒng))/SCADA(數據采集與監(jiān)視控制系統(tǒng))就是進行上述數據收集、處理的專用系統(tǒng)，在SCADA中將用數據庫技術對這些數據進行存儲與處理。
電網控制中心通過基于互聯網的數據傳輸網絡或電話通道、無線、載波、微波等通信網絡收集各機組的報價、能耗參數和SO2排放參數。在電網規(guī)模不大、機組數量不多、控制周期較長的情況下，電網控制中心對報價、能耗參數和SO2排放參數的存儲與處理可以采用最簡單的方式，即利用Excel表以及調用Excel的相關功能就可以對報價、能耗和SO2排放參數進行存儲、檢索與排序處理。
從科學和工程技術上講，發(fā)電機組的實質是一種服從電磁感應定律和能量守恒定律的能量轉換機械，它只能把燃料中的化學能通過鍋爐等設備轉換為熱能，并以水、水蒸汽等為介質，通過汽輪機等設備將熱能轉換為機械能，通過發(fā)電機將機械能最終轉換為電能。眾所周知，在發(fā)電過程中，化學能(如煤、油等)、勢能(如水力、風力等)、放射能(核能)等被稱為一次能源；電能被稱為二次能源。發(fā)電機組在進行一次向二次能源的轉換的過程中，因使用的一次能源不同、機組的制造材質、工藝、采用參數等差別導致的技術性能不同、運行環(huán)境與工況不同等等原因，使得機組之間的能耗和SO2排放的差別很大。能耗參數和SO2排放參數就是上述諸多因素的集中體現和數量描述，是實現本方法所述控制目標的關鍵技術參數。
發(fā)電機組的能耗和SO2排放參數，必須通過實驗的方式測取，并結合運行情況連續(xù)跟蹤。發(fā)電企業(yè)結合機組檢修，由專業(yè)的電力實驗機構、環(huán)保監(jiān)測機構等進行不同運行工況下的能耗和SO2排放參數實驗、測取，是發(fā)電行業(yè)的重要技術基礎工作。
在實踐中，由于能耗參數和SO2排放參數取決于燃料的品級，而燃料的品級在很大程度上取決于產地與到廠的燃料批次，因此，發(fā)電企業(yè)都有專業(yè)的化驗機構，配備有專業(yè)的人員和設施，對每一個批次運送到廠的燃料，根據燃煤取樣的現場規(guī)程，對采集的樣本進行發(fā)熱量、水分、灰分、揮發(fā)物以及含硫、鐵等化學元素的檢測。由于本方法中的能耗參數被用于全電網的集中控制變量，因此，在具體操作上，與單一電廠的燃料質量化驗不同。需注意的操作要點有一、原煤取樣與到廠質量檢驗的取樣不同，本方法的原煤取樣必須來自磨煤機原煤倉前的原煤，從而保證取樣化驗的原煤與入爐煤一致；二、進入原煤倉的原煤要經輸煤皮帶的電子秤計量；三、相應的電量計量點應設在上網電量的計量關口，不應設在發(fā)電機的出口，也就是說應采用與上網電量相對應的能耗參數；四、作為電網控制中心應統(tǒng)一、規(guī)范全電網的能耗參數采集程序，以保證這組控制變量的可比性。
對于每臺機組的煙氣檢測，一般是由電廠的化驗機構，根據操作規(guī)程定期取樣化驗，定量分析飛灰中的碳元素的含量，以分析鍋爐的燃燒效率；檢測煙氣中的漂浮物，以分析除塵設施的運行狀況；化驗煙氣中的SO2等有害物質，以檢驗脫硫裝置的運行效率。
這些檢測，作為發(fā)電企業(yè)不可缺失的日常工作，在技術上，環(huán)保機構、發(fā)電企業(yè)和省級電力實驗機構都可以勝任。尤其是SO2排放參數，隨著社會的發(fā)展，人們對建設環(huán)境友好社會和發(fā)展綠色GDP的認同，各級環(huán)境保護機構，都加強了對發(fā)電企業(yè)的煙氣排放的檢測、監(jiān)測力度和力量。很多商品化的“煙氣排放連續(xù)監(jiān)測系統(tǒng)”更是為科學確定、檢測SO2排放參數提供了技術手段。這種監(jiān)測系統(tǒng)采用直接實時的測量方式，不僅可以對氣態(tài)固定污染源排放量進行常年連續(xù)不斷的自動監(jiān)測，還可以對生產過程和燃燒過程中進行閉環(huán)控制，以減少污染氣體的排放，是環(huán)境監(jiān)理和治理評價的關鍵設備。
該系統(tǒng)適用于燃煤鍋爐連續(xù)廢氣排放量的監(jiān)測，可以連續(xù)在線監(jiān)測煙塵濃度、二氧化硫濃度、氧氣濃度、煙氣溫度、煙氣壓力、煙氣流速。其中心控制計算機能夠將所測得的數據進行處理和存貯，并可以通過網絡與相關部門的計算機連接，從而使其可以方便、快捷的調用監(jiān)測數據。與能耗參數一樣，機組SO2排放參數的檢測也必須注意全電網的統(tǒng)一、規(guī)范。
利用現有技術對能耗參數和SO2排放參數每隔一小時或數小時，進行一次檢測，并通過IT技術將這些參數發(fā)給本廠、電網控制中心和環(huán)境保護機構不僅是十分必要的，在技術上也是可行的。據了解，很多大型發(fā)電企業(yè)都裝備了上述設施，只是由于現今的電網控制中心是以購電費用最少為控制目標，各發(fā)電企業(yè)的能耗參數和SO2排放參數沒有通過自動化技術平臺發(fā)送給電網控制中心！圖中標示的電價、能耗和SO2排放參數的排序周期分別為T1、T2和T3，是指三者的取樣、排序可以獨立進行。條件允許時，取樣、排序的周期可以盡可能短一些；當相關因素沒有變化或變化不大時，相應參數就無需頻繁刷新。
注意上述操作要點，就可以保障全電網能耗參數和SO2排放參數的規(guī)范、科學性。
2)能量管理系統(tǒng)(EMS)的數據采集與監(jiān)視控制子系統(tǒng)(SCADA)接收到上述數據后，首先將這些數據進行識別，確認、存入原始數據庫，并將報價歸算為“電價參數”，再根據人機界面確定的處理、排序算法和周期進行分類，排序。分別輸出從低到高的、與機組對應的電價參數排序數據，能耗參數排序數據及SO2排放排序數據；電能從機組輸送到電網的某個約定地點，必定會發(fā)生網絡損耗(線損)，由于各機組在電網中位置不同，將電量輸送到約定地點的電氣距離各有不同，因此，各機組電量的網絡損失系數也就必定不同。這個損失系數是各發(fā)電廠在電網中的地理(電氣)位置的客觀反映，它服從“歐姆定律”，在電力行業(yè)中通常稱為“線損系數”?！熬€損系數”反映了電網拓撲結構的電氣特性，是電網運行的基礎技術數據，由電網控制中心的SCADA(數據采集與監(jiān)視控制系統(tǒng))生成、儲存和管理。當電網的拓撲結構不變時，“線損系數”也不會改變。
將各機組的報價，根據各自對應的“線損系數”轉換為電價參數，也就是說，將各機組申報的“賣出電價”根據“歐姆定律”歸算到同樣的電氣距離。其算法是“報價”乘以(1+“線損系數”)在電網控制中心的SCADA(數據采集與監(jiān)視控制系統(tǒng))中利用上述算法，根據機組“報價”及其相應“線損系數”形成電價參數。
電網控制中心將各機組電量的電價參數、SO2排放參數和能耗參數分別搜索、儲存，利用排序算法集中處理后按照各參數從小到大的順序對機組分別進行排序。各參數對應的機組編號用阿拉伯數字標示在橫坐標下方，如圖4所示。
顯然，根據電價參數、SO2排放參數和能耗參數這三組不同的控制變量實施控制，將出現三種不同的控制結果根據負荷需求，當6臺機組中只要4臺機組就可實現發(fā)需平衡時，如若單純按照電價參數進行實時發(fā)電集中控制，電價參數最高的4號機和5號機將被控制在停機狀態(tài)。這時候，電網控制中心采購到的電力的成本看起來好像是最低的(我國和世界各國現行的控制方法就是如此)！可是，在這種控制方式下，能耗最高的1號機和6號機卻必須運行。因此，顯然這種控制方式的結果不可能是全網最經濟的，至少不是能耗最少的！另外，從圖中還可以發(fā)現，在這種控制方式下，由于SO2排放最高的1號機和2號機的入圍，這種控制方式還是不環(huán)保的！然而，如果單純從環(huán)保的目標出發(fā)對機組進行發(fā)電上網控制，1號機和2號機將被控制在停機狀態(tài)為滿足用電需求，必須開出4號機和5號機，其結果購電成本又會因此大幅提高；由于2號機被控制在停機狀態(tài)，6號機卻必須運行，能耗將變成最大值！圖4直觀地展示了現代電網控制中心所面對的上述技術難題！
下面具體介紹本方法解決這一技術難題的過程。
3)在電網控制中心，由電網能量管理系統(tǒng)(EMS)根據電網的負荷需求以及遵循發(fā)需平衡的原則，按照各機組電量的電價參數、SO2排放參數和能耗參數的排序，分別確定入圍機組，并根據最后入圍的那臺機組的相應參數形成電價標桿線，能耗標桿線，SO2排放標桿線。其中電價排序數據和能耗排序數據分別與電價標桿線，能耗標桿線進行數據比較，分別輸出電價入圍機組信息和能耗機組入圍信息。這兩個信息進入電價—能耗預選計算機，并進行電價—能耗的預選計算，輸出能耗入圍預選運行機組數據，進而根據能耗標桿線輸出電價入圍和能耗入圍機組的能耗置換經濟補償數據；根據能耗參數遵循能量守恒這一自然定律，以及SO2排放參數反映了燃料的化學成分和機組脫硫效果的客觀事實，可以看出利用能耗標桿線和電價標桿線確定最終入圍機組，是解決上述電網機組控制技術難題的有效途徑。
圖4十分明晰地標示了機組的控制目標和最終控制結果，根據機組SO2排放參數確定最終入圍的各機組相應收益和能耗數量情況，直觀而明晰，控制目標和控制結果的對應關系十分明確。
4)預選計算機輸出的能耗入圍運行機組數據與SO2排放入圍機組數據進入綜合分析計算機主機進行比較，分析，并通過人機互動界面在經濟技術比較的基礎上進行適時調整，確定最終運行機組控制信號，進入電網控制中心的自動發(fā)電控制系統(tǒng)(AGC主站)；電網控制中心通過“電價、能耗、環(huán)保綜合分析系統(tǒng)計算機主機”的工作界面實現人機會話，根據不同的控制目標(例如以采購電力的總支出費用最少、或電網的總能耗最少、或者電網的總SO2排放最少，或者綜合相關指標后選擇適當的折衷指標)確定各機組的最終控制指令。
通過人機互動界面在經濟技術比較的基礎上進行適時調整，是指某些時候，由于某臺機組的啟動或停運的過程中會出現過大的啟動或停運經濟代價，或者雖然SO2排放有所下降，但付出的經濟或能耗太大，這時可能需要控制人員進行適當的人工干預或適時的人工調整。
5)自動發(fā)電控制系統(tǒng)(AGC主站)輸出機組運行控制信號，經電網控制專用數據網絡連接至發(fā)電公司的自動發(fā)電控制系統(tǒng)(廠站AGC)，廠站AGC分別連接、控制各發(fā)電機組的控制器(PLC)，或者AGC主站的輸出經電網控制專用數據網絡直接連接至各發(fā)電機組的控制器(PLC)，發(fā)電機組控制器(PLC)的數字信號二次分配給D/A轉換板，并由D/A轉換板轉換為模擬量送到機爐協(xié)調系統(tǒng)(DCS)中，實現機組的AGC功能。
電力系統(tǒng)是綜合性的大工業(yè)網絡系統(tǒng)，電網控制中心是實施并網發(fā)電機組控制的機構，電網控制中心可以利用人工或相應的現有自動化手段對發(fā)電機組實施實時集中控制。
電網控制中心在上述機組各組參數的基礎上，按照各組參數從小到大的順序對機組進行相應排序，形成與控制目標相符的機組發(fā)電序列，繼而根據電網的電力負荷實時需求，向AGC置入各機組的運行狀態(tài)指令，通過AGC及其廠站終端PLC(電廠控制器)對電網各機組實現遠方控制，從而保證全部機組按照電網控制中心確定的發(fā)電序列運行，實現電網的發(fā)需平衡。由于本方法是以電網的總SO2排放最少為控制目標，因此，根據總能耗與總SO2排放之間數量關系的科學屬性，本方法采用了以電網的總能耗最少作為尋求總SO2排放最少的基礎環(huán)節(jié)。
圖3標示了電網控制中心的AGC主站與其廠站終端PLC(電廠控制器)的聯動關系及其控制信息的傳送關系。
現代電網控制中心的EMS系統(tǒng)在充分利用計算機技術的基礎上，電網控制技術已經實現了智能化、集成化，復雜的系統(tǒng)控制操作，只需在EMS的相關人機界面進行簡單的人機對話就可以實現，并不需要運行、控制人員進行編程或實時操作！因此，由電網控制中心利用現有的電網運營控制系統(tǒng)和能量管理系統(tǒng)平臺，按照本方法實施對發(fā)電機組的實時集中控制，只需將相關控制指令輸入EMS的相應就可，根據機組的不同排序進行實時集中控制，在工程技術上具有水到渠成的現實條件。
實施例下面以一個小型電網舉例說明本方法的實際應用，以及給電網帶來的節(jié)能效益和減少SO2排放的效應。
為了簡化示例的說明過程，設該獨立系統(tǒng)只有6臺機組，分別為1、2、3、4、5、6號機。機組容量均為30萬瓩(300MW)，考察時間段設為一個小時。該時間段機組的電量報價(元/瓩時)、能耗(克標準煤/瓩時，以下簡稱克/瓩時)和排放(克SO2/瓩時，以下簡稱克/瓩時)如表一。假定該時段的電網負荷及相關參數均保持不變，且只需要4臺機組滿負荷運行就滿足發(fā)需平衡，以及不考慮電網的損耗(“線損系數”為零時，報價與電價參數在數值上相等)及網絡阻塞，并取500元/噸作為能耗參數與電價參數的歸算系數。
依此進行如下分析表1根據發(fā)電廠通過網絡發(fā)送的機組相關數據形成的各參數

發(fā)電企業(yè)的原始數據可以通過電網的有線或微波、載波等專用網絡或公用通信設施傳送給電網控制中心。例如，電網控制中心以人工的方式接受上述數據，并采用Excel電子表格記錄、存放、檢索、歸算、處理這些數據并形成參數。
例如，在機組數量不多、時間充裕的情況下，就可以利用個人計算機的office中的Excel表實現報價、能耗參數和SO2排放參數的收集、儲存、處理和排序打開Excel程序，建立一份Excel表，建立文件名，根據機組報送數據的時間先后順序對機組編號，不妨將機組縱向排列。這樣橫向的一列為編號、第二列為機組名稱(含發(fā)電公司、發(fā)電廠、廠內編號等信息)、第三列為報價、第四列為能耗參數、第五列為SO2排放參數，第六列為機組出力等等。所有機組的各數據被收集并依次記錄在該表中。當需要按某個參數對機組排序時，只需用鼠標先點擊該參數所在的一列，然后選中菜單中的升序(或降序)并點擊，就完成了按所確定的參數對機組排序的操作。依次對不同的參數重復上述操作過程，就可以完成不同的控制變量下，機組運行順序的搜索，并形成相應記錄。當確定了某時段電網總的負荷需求預測數據后，根據上述不同參數下的機組排序，就很容易確定該參數標桿線，以及各參數下的入圍機組。應該提出的是，對機組賣出電量的“報價”根據“線損系數”歸算就形成了“電價參數”，在上述Excel表中增設一欄就可以完成這一過程！根據表1的參數計算每小時的發(fā)電量、相關資源耗費和排放，如表2。
表2根據機組電價參數、能耗與SO2排放參數計算的每小時耗費

應該指出，上表數據具有實際、典型的意義，如4號機代表水電機組，其煤耗是根據當時的水情折算的數據(實際數據變化不會影響本示例的定性意義)，不難理解其SO2排放為0；其它機組之間的能耗差別是因為機組的制造特性或使用材料等不同的結果，SO2排放的差別是煤(燃料)的硫元素含量多少不同，以及是否使用了脫硫設施所造成的。
一般發(fā)電廠都是在運行前一天將相關數據報送給電網控制中心，控制中心將數據按本方法進行分類、整理、計算分別形成從低到高的參數序列，以本例來說，因為只有6臺機組，采用全人工的方式進行處理，一般中級技術的運行人員就足以勝任所確定的控制目標(參看圖4)。
例如，在上述Excel表中，先選中電價參數，再點擊菜單中的“升序排序”，就形成了按電價參數從小到大的機組序列。依次對電價參數、能耗參數和SO2排放參數三個類別的數據進行搜索、分類排序后，形成三組從小到大的控制參數序列。電價參數序列6-1-2-3-4-5號機；能耗參數序列4-5-2-3-1-6號機；SO2排放參數序列4-5-3-6-1-2號機(參看圖4)。
很明顯，根據從低到高的電價參數序列，按照發(fā)需平衡的要求，當只需4臺機運行時，確定的入圍機組是6、1、2和3號機；然而，在同等情況下，能耗高的機組其SO2排放必定高，這是燃料的化學性質決定的規(guī)律。根據這一規(guī)律，為減少實際SO2排放，應從能耗序列中預選實際運行機組的入圍機組。經人工搜索、選擇，初選入圍的實際運行機組結果是4、5、2、3四臺機組(參看圖4)。
在電價—能耗預選的過程中，系統(tǒng)限據能耗標桿線確定電價入圍和能耗入圍機組，并據此生成能耗置換經濟補償數據，這是因為當某臺機組最終未能入圍發(fā)電時，它沒有一次能源消耗，而當置換它的機組參與實際運行時卻需要消耗一次能源。因此，比較按電價參數確定入圍機組和按照能耗參數確定入圍機組兩種情況下各機組的實際收入，可以直觀的發(fā)現，按能耗序列確定實際運行機組，由于節(jié)約了燃料，減少了發(fā)電的物質消耗，各發(fā)電機組的實際收入均大于或等于按電價參數確定入圍機組的情況(參看圖4)。
例如，在本實施例中，如果以電價參數為控制變量，3號機為標桿機組，電價參數大于該機組的4號機和5號機不能入圍；但若以能耗參數為控制變量，3號機為標桿機組，能耗參數大于該機組的1號機和6號機不能入圍；要是以SO2排放參數為控制變量，6號機為標桿機組，SO2排放參數大于該機組的1號機和2號機不能入圍(參看圖4)?？疾鞕C組之間的置換關系可以發(fā)現在以價格參數和能耗參數為控制變量的兩組機組排隊序列中，2、3號機均可以入圍，這兩臺機組沒有出現置換與被置換的情況；可是如果要以節(jié)能為控制目標，就必須用4號機和5號機取代6號機和1號機，這就有了置換與被置換的問題。根據機組發(fā)電運行就必定消耗一次能源，反之就沒有一次能源消損的自然定律，對置換與被置換機組的一次能源消漲進行經濟補償。不難發(fā)現，從電價入圍序列中置出(被取代)的6號機和1號機就沒有發(fā)生一次能源消耗，而對置入的4號機和5號機來說，其實際發(fā)電需要的一次能源消耗，明顯低于作為能耗標桿3號機的一次能源消耗。另外，6號機和1號機被置出，其中隱含的事實是這兩臺機組的能耗參數高于3號機(能耗標桿)的能源參數，這就是本發(fā)明的節(jié)能原理(參看圖4)。上述示例表明，根據不同控制變量對機組的置換、控制問題，就成為僅需關注其是否參與最終運行以及相應的一次能源消存、補償問題。
將按能耗參數初選入圍機組的序列(4-5-2-3-1-6號機)與SO2排放參數序列(4-5-3-6-1-2號機)進行比對，實際需要入圍的4臺機組中，已有4、5和3號機三臺機組滿足了SO2排放最低的要求，如果單純將SO2排放最少作為控制目標，最終入圍的運行機組為4-5-3-6號機，確實能夠實現電網總SO2排放最小的控制目標。
然而在實際運行中，有時會根據能耗和SO2排放的具體社會、經濟效益，進行定量的綜合比較，在此基礎上再確定具體的控制目標與相應的控制行為。例如，在本例中，如果從節(jié)能的角度考量多一點，完全可以將2號機組投入運行，相應地將6號機組停下來。這一事實表明，本方法為電網的實際控制決策，提供了量化與可視化的技術支持手段。也就是說，通過人機互動界面在經濟技術比較的基礎上對最終入圍機組進行適時調整，是很有必要的，也是合理的。
對照表1和圖4，可以直觀地對照、比較兩種機組控制方法的新增社會、經濟效益當示例電網(6臺機組)運行1小時，利用本方法進行控制與利用傳統(tǒng)(單純按電價參數)方法進行控制，示例電網的新增社會、經濟效益(能耗參數與電價參數的歸算系數為500元/噸)對照情況如表3。
表3各控制方法實施后的控制結果比較

從上面的具體示例可以很清楚的看出，采用傳統(tǒng)的僅按電價參數(報價)進行發(fā)電機控制是既不經濟(買電支出363000元，遠大于其他幾種控制方法。其實發(fā)電廠并沒有增加收入，電網控制中心多支出的費用全部變成了能耗和SO2排放，其間的浪費十分驚人)，也不節(jié)能，也不環(huán)保的電網發(fā)電控制方法。
下面，進行具體的發(fā)電機組實時集中控制的具體控制過程示例。
為了充分說明本方法的技術可行性，分別演示采用純人工的手動和利用發(fā)電自動裝置(AGC)怎樣具體實施控制的過程。
純人工的手動方式是最原始、低級的操作方式，就是電網控制中心的運行人員，將自動發(fā)電控制裝置(AGC)退出，或切換到“人工”或“手動”位置，發(fā)電廠側機組的自動發(fā)電控制裝置(AGC)可設為UNAV(機組離線，不可使用)。
即使在這種情況下，電網控制中心的值班人員，在根據本說明前述的方法進行數據處理后，他(她)可以按照既定的控制目標確定機組的控制順序，然后依照機組排序的順序通過電話直接向各電廠的值班員發(fā)出控制信號，進行開機和停機、以及加減負荷的操作。這些操作與傳統(tǒng)的根據電價參數進行操作沒有本質的不同。具有電力運行值班技能的電廠運行人員和電網控制中心的運行值班員都能圓滿地根據前述介紹，熟悉并掌握本技術方法如果電網控制中心的運行人員選擇以電網總SO2排放最小為控制目標，根據前述搜索排序，可知電網控制中心對各機組的控制順序依此為4-5-3-6-1-2號機，這種情況下1、電網控制中心向4號機發(fā)出開機信號，并根據機組爬坡速率逐步將機組負荷加滿至30萬瓩，將4號機設定為帶基荷，發(fā)電出力功率設置在30萬瓩。
2、電網控制中心向5號機發(fā)出開機信號，并根據機組爬坡速率逐步將機組負荷加滿至30萬瓩，將5號機設定為帶基荷，發(fā)電出力功率設置在30萬瓩。
3、電網控制中心向3號機發(fā)出開機信號，并根據機組爬坡速率逐步將機組負荷加滿至30萬瓩，將3號機設定為帶基荷，發(fā)電出力功率設置在30萬瓩。
4、電網控制中心向6號機發(fā)出開機信號，并根據機組爬坡速率逐步將機組負荷加滿至30萬瓩。由該機組運行值班人員在監(jiān)盤的同時進行相關操作。
在實際運行中，負荷總會有所波動，這時由6號機的當班值班員在監(jiān)盤的同時采用手動方式加、減負荷，以跟蹤電網的負荷的小副波動、變化。
當電網的負荷降低時，注意首先減低6號機組的出力，從而保證電網全局的總SO2排放最小。
進行上述操作，就可以采用人工的操作方式實現所要求的SO2排放最少的控制目標，完成本方法所追求的控制任務！上述示例只選了6臺機組，并采用人工、手動的原始手段進行控制，其目的僅在于簡化本方法的推演過程，并從原理上證明本方法可行。
對于現代大電網，機組數量多達數百臺，不可能采用人工、手動的方式進行實時決策并實施控制。事實上，現代電網幾乎毫無例外地采用EMS(能量管理系統(tǒng))進行運行控制。在能量管理系統(tǒng)中可以通過編制各種計算機應用軟件解決各種特定的問題。從上述列表數據可以看出，本方法的算法和各相關操作、信息處理方式與傳統(tǒng)的按電量“賣出電價”進行控制的處理方式相仿！為了簡化操作，選擇與現行算法與控制流程相同的處理方式是明智之舉。
采用編程軟件對收集的發(fā)電企業(yè)各參數排序。
這種對所收集的參數排序的處理過程可以很容易的用各類計算機程序語言(如C語言等)來加以實現。
例如采用最簡單的“冒泡排序”算法。這種方法的基本思想是，將待排序的元素看作是豎著排列的“氣泡”，較小的元素比較輕，從而要往上浮。在冒泡排序算法中我們要對這個“氣泡”序列處理若干遍。所謂一遍處理，就是自底向上檢查一遍這個序列，并時刻注意兩個相鄰的元素的順序是否正確。如果發(fā)現兩個相鄰元素的順序不對，即“輕”的元素在下面，就交換它們的位置。顯然，處理一遍之后，“最輕”的元素就浮到了最高位置；處理二遍之后，“次輕”的元素就浮到了次高位置。在作第二遍處理時，由于最高位置上的元素已是“最輕”元素，所以不必檢查。一般地，第i遍處理時，不必檢查第i高位置以上的元素，因為經過前面i-1遍處理，它們已正確地排好序。
在電網較大，電網機組數量(設有H臺機組)較多時，為了加快數據處理進程，可以采用插入排序方法，這種方法的基本思路是每次將一個待排序的數據元素，插入到前面已經排好序的數列中的適當位置，使數列依然有序；直到待排序數據元素全部插入完為止。例如，將表1各機組的無序的電價參數(當不考慮網絡損耗時，各機組的報價就等于“電價參數”)數列G(1，H)0.30，0.31，0.32，0.33，0.34，0.28，處理為從小到大的序列，其過程為[初始關鍵字]
，0.31，0.32，0.33，0.34，0.28，J＝2(0.31)
，0.32，0.33，0.34，0.28，J＝3(0.32)
，0.33，0.34，0.28，J＝4(0.33)
，0.34，0.28，J＝5(0.34)
，0.28，J＝6(0.28)
經上述處理后，即形成從小到大的機組電價參數序列0.28，0.30，0.31，0.32，0.33，0.34，對照機組報價的原始記錄表，可知按照電價參數排序的機組序列是6-1-2-3-4-5號機。
采用插入法將表1各機組的無序的能耗數列N(1，H)400，310，350，200，280，440，處理為從小到大的序列，其過程為[初始關鍵字][400]，310，350，200，280，440，
J＝2(310)[310，400]，350，200，280，440，J＝3(350)[310，350，400]，200，280，440，J＝4(200)[200，310，350，400]，280，440，J＝5(280)[200，280，310，350，400]，440，J＝6(440)[200，280，310，350，400，440]經上述處理后即形成從小到大的機組能耗參數序列200，280，310，350，400，440，對照機組能耗參數原始記錄表，可知按照能耗參數排序的機組序列是4-5-2-3-1-6號機。
用同樣的排序方法對機組的SO2排放參數數列P(1，H)7.8，8.2，7.0，0，5.6，7.0進行處理，經排序后，SO2排放數據從小到大的隊列變?yōu)?，5.6，7.0，7.0，7.8和8.2；對照機組能耗參數原始記錄表，可知按照SO2排放參數排序的相應機組序列是4-5-3-6-1-2號機。
也就是說，按SO2排放最少來控制發(fā)電機組的上網順序，機組的順序應為4-5-3-6-1-2號機。
發(fā)電自動控制裝置(AGC)的具體操作下面介紹如何根據上述控制順序(按照4-5-3-6-1-2號機組的順序)，利用電網控制中心的發(fā)電自動控制裝置(AGC)來實現SO2排放最少的控制目標如果采用發(fā)電自動控制裝置(如國外的早期產品)實施本方法，則要對(AGC)進行如下一些相關切換操作。
一般情況下，發(fā)電廠的機組處于以下三種運行狀態(tài)UNAV——機組離線，不可使用。對本示例中的1號機組和2號機組，因為在假設系統(tǒng)的正常情況下不需要運行，所以應設定在“UNAV”狀態(tài)；PLT——機組在線運行，但未參與AGC控制，直接在電廠當地控制下。在本示例中，由于采用集中控制，所有機組都不允許處在這種狀態(tài)(1號機組和2號機組可以例外)；AGC——機組在線運行，參與遠方AGC系統(tǒng)控制。本示例中，所有機組應該處在這種狀態(tài)(1號機組和2號機組可以例外)。
當機組在線運行并投入AGC系統(tǒng)進行遠方控制時，機組在正常情況下處于以下幾種運行子模式STBY——機組處于在線狀態(tài)，則由非AGC轉變?yōu)锳GC模式，機組處于準備好狀態(tài)，但尚未處于AGC控制下。在本示例中，1號機組和2號機組可以處于這種狀態(tài)。
MBP——機組按計劃曲線運行AGC，但不參與ACE或經濟調節(jié)。本示例中4、5、3和6號機組應設置在這個狀態(tài)，即4、5、3和6號機組設定為“MBP”，計劃曲線均設定為300MW。
MBPR——機組按計劃曲線運行AGC，此機組進行ACE調節(jié)，但不參與經濟調節(jié)。本示例中如果考慮自動進行該系統(tǒng)的頻率調節(jié)，則6號機組(排在入圍機組的最末位)必須設置在這一狀態(tài)。但以示例電網來說，由于被假設為一個獨立的小系統(tǒng)，且假定負荷不變，因此，6號機組也不需設在“MBPR”狀態(tài)。
AUTR——機組為AGC機組，只參與ACE調節(jié)，但不進行經濟調節(jié)。本示例的機組均不需處在這種狀態(tài)。
AUTE——機組為AGC機組，它不參與ACE調節(jié)，其運行基值由經濟控制(ED)子程序計算，只參與經濟調節(jié)。本示例的機組均不需處在這種狀態(tài)。
AUTO——機組為AGC機組，它不僅參與ACE調節(jié)，還參與經濟調節(jié)，其運行基值由經濟控制(ED)子程序計算。本示例的機組均不需處在這種狀態(tài)。
TEST——機組正進行機組響應試驗，由AGC程序控制，但不參與ACE和EDC調節(jié)。試驗狀態(tài)，本示例的機組不能處在這種狀態(tài)。
根據上述操作要點，注意到本示例不涉及電網調頻、調壓和聯絡線功率控制等電網運行問題，在AGC系統(tǒng)中進行相應的設置，就可以完成本方法所要求的發(fā)電機組自動控制。操作中應注意AGC系統(tǒng)的電網控制中心和電廠側兩部分，即自動化EMS/AGC系統(tǒng)與廠站端機爐協(xié)調系統(tǒng)的協(xié)調一致。
注意事項有1、發(fā)電計劃(GS)的設定AGC系統(tǒng)GS中的電廠基值計劃(BSKED畫面)設置為4號機300MW；5號機300MW；3號機300MW；6號機300MW；1號機0MW；2號機0MW。
減出力(deration)計劃(DERATES畫面)設置為2號機-1號機-6號機-3號機-5號機-4號機。
其他，如燃料成本計劃(FCOST)、燃料使用計劃(FSKED)、備用計劃(RESERVE)、交易計劃(TRSKALL)等均置在退出位置。
2、對基值功率跟蹤模塊中的四種模式，分別采用下述方式處理
(1)經濟控制方式(Economic Dispatch，ED)將6臺機組的ED功能全部退出。
(2)計劃設定方式(BL)6臺AGC機組的基值功率與發(fā)電計劃(GS)的設定相同。即4號機300MW；5號機300MW；3號機300MW；6號機300MW；1號機0MW；2號機0MW。
(3)經濟出力平均值方式(AV)退出不用。
(4)人工輸入方式(BP)不采用，在該方式下，所有AGC機組的基值功率由電網控制人員在線設定。
3、機組調節(jié)模塊由于示例機組不考慮頻率調整，所以本模塊的功能都可退出，即置于不調節(jié)(O)狀態(tài)。如果考慮機組調頻，本示例系統(tǒng)的總負荷水平為4臺300MW機組，總出力為1200MW，即120萬千瓦，在設置機組的調頻特性時，應考慮AGC的相關參數設置，例如，系統(tǒng)的頻率特性參數為Pf為2.5(每個系統(tǒng)因負荷特性不同而有所不同)，也就是系統(tǒng)頻率變動1％時，負荷將變動2.5％。
4、PLC控制模塊該模塊計算機組實際出力與系統(tǒng)對機組的期望出力之差，同時將該PLC偏差返回電網控制中心的AGC模塊，經AGC模塊計算后，再發(fā)布控制命令到電廠，以補償存在的偏差。
由于本示例不針對電網調頻、調壓等控制過程，所以AGC的使用與按電價參數控制的設置方法比較起來，除了機組的控制順序和機組的最大(最小)功率、加減負荷、機組振動區(qū)等特性方面的相應設置外，其余沒有什么不同。凡是能夠勝任電網和電廠電氣正常運行操作的正值班員都具有掌握、控制本方法的技能。
例如，要改成按表3所示的綜合方法進行控制，則僅需將人工控制和AGC控制中的相關控制順序改變?yōu)?號機-5號機-3號機-1號機，并注意各機組的相關數據對應、匹配就可。
如果采用國產AGC，相應電網控制中心和發(fā)電廠的操作將更簡單在主畫面上點擊“AGC運行控制”，進入AGC運行監(jiān)視主畫面，畫面左半部分主要顯示的是AGC運行中一些重要的運行信息，供監(jiān)視和控制使用。
電網控制中心可對AGC在“投入”和“退出”兩種狀態(tài)之間作選擇。
投入單擊“投入”按鈕即可，后面方框內將顯示“RUN”。在這種工作狀態(tài)下，AGC的所有功能都投入正常運行，進行閉環(huán)控制。
退出單擊“退出”按鈕即可，后面方框內將顯示“STOP”。AGC在這種工作狀態(tài)下，為開環(huán)運行，對發(fā)電機的控制信號均不發(fā)送，但其它功能投入正常運行，可以在畫面上監(jiān)視所有工作情況和運行數據。
在這種AGC裝置環(huán)境下，假設仍然選擇以電網的總SO2排放最小為控制目標，電網控制中心對各機組的控制措施順序依此為4-5-3-6-1-2號機在電網控制中心，需進行下述操作4號機、5號機和3號機的“基值功率”模式設定為4號機的SCHE(計劃)＝300MW；5號機的SCHE(計劃)＝300MW；3號機的SCHE(計劃)＝300MW。
4號機、5號機和3號機的調節(jié)功率模式設定為“OFF(關閉)”或“EMG緊急)”；6號機基值功率模式設定為“AUTO(自動)”，其調節(jié)功率模式設定為“REG(調節(jié))”。
為了與電網控制中心的AGC主站相協(xié)調，在4號機、5號機、3號機和6號機的發(fā)電廠側，應將AGC設置在“遠方控制”位置；而1號機和2號機將AGC設置在“就地控制”位置。
如果電網的控制目標改變?yōu)榫C合考慮節(jié)能和環(huán)保，即表3中的“綜合(可控)”方式，則發(fā)電機的控制順序改變?yōu)?-5-3-1，這時候，在電網控制中心，則需進行下述操作4號機、5號機和3號機的基值功率模式設定為4號機的SCHE(計劃)＝300MW；5號機的SCHE(計劃)＝300MW；3號機的SCHE(計劃)＝300MW。
4號機、5號機和3號機的調節(jié)功率模式設定為“OFF(關閉)”或“EMG緊急)”；1號機基值功率模式設定為“AUTO(自動)”，其調節(jié)功率模式設定為“REG(調節(jié))”。
為了與電網控制中心的AGC主站相協(xié)調，在4號機、5號機、3號機和1號機的發(fā)電廠側，應將AGC設置在“遠方控制”位置；而6號機和2號機將AGC設置在“就地控制”位置。
作為對照，電網傳統(tǒng)的控制是以購進的電力總支付金額最少為目標，無法考慮節(jié)能和環(huán)保，即表3中的“傳統(tǒng)(按電價)”方式，發(fā)電機的控制順序改變?yōu)?-1-2-3，在電網控制中心，進行的操作如下6號機、1號機和2號機的基值功率模式設定為6號機的SCHE(計劃)＝300MW；、1號機的SCHE(計劃)＝300MW；2號機的SCHE(計劃)＝300MW。；6號機、1號機和2號機的調節(jié)功率模式設定為“OFF(關閉)”或“EMG緊急)”；3號機基值功率模式設定為“AUTO(自動)”，其調節(jié)功率模式設定為“REG(調節(jié))”。
為了與電網控制中心的AGC主站相協(xié)調，在6號機、1號機、2號機和3號機的發(fā)電廠側，應將AGC設置在“遠方控制”位置；而4號機和5號機將AGC設置在“就地控制”位置。
應該指出，本示例假設6臺機組的容量相同，是為了述說簡單扼要的目的，在實際運行中，這種情況難以重現。但是，只要注意各機組的相關參數相對應、不搞混，這種方法在現行電網和電廠條件下是很容易實現的。
權利要求
1.一種基于減少SO2排放的發(fā)電機組實時集中控制方法，其特征在于包括以下步驟1)發(fā)電公司的各發(fā)電機組電量的電價參數、能耗參數、SO2排放參數通過互聯網，電話通道或無線、載波、微波等通信網絡輸入至電網控制中心的能量管理系統(tǒng)(EMS)；2)能量管理系統(tǒng)(EMS)的數據采集與監(jiān)視控制子系統(tǒng)(SCADA)接收上述信息后，首先進行識別，確認，存入原始數據庫，再將這些原始數據根據人機界面確定的處理、排序算法和周期進行分類，排序。分別輸出從低到高的、與機組對應的電價參數排序數據、能耗參數排序數據及SO2排放參數排序數據；3)根據電網負荷需求，由電網能量管理系統(tǒng)(EMS)形成電價標桿線，能耗標桿線，SO2排放標桿線，并將電價參數和能耗參數分別與電價標桿線，能耗標桿線進行比較，分別輸出電價入圍機組信息和能耗入圍機組信息。這兩個信息進入電價-能耗預選計算機，進行電價-能耗的預選計算，輸出能耗入圍預選運行機組數據，并根據能耗標桿線輸出電價入圍和能耗入圍機組的能耗置換經濟補償數據；4)預選計算機輸出的能耗入圍預選運行機組數據與SO2排放入圍機組數據進入綜合分析計算機主機進行比較、分析，并通過人機互動界面在經濟技術比較的基礎上進行適時調整，確定最終運行機組控制信號，進入電網控制中心的自動發(fā)電控制系統(tǒng)(AGC主站)；5)自動發(fā)電控制系統(tǒng)(AGC主站)輸出機組運行控制信號，經電網控制專用數據網絡連接至發(fā)電公司的自動發(fā)電控制系統(tǒng)(廠站AGC)，廠站AGC分別連接、控制各發(fā)電機組的控制器(PLC)，或者AGC主站的輸出經電網控制專用數據網絡直接連接至各發(fā)電機組的控制器(PLC)，發(fā)電機組控制器(PLC)的數字信號二次分配給D/A轉換板，并由D/A轉換板轉換為模擬量送到機爐協(xié)調系統(tǒng)(DCS)中，實現機組的AGC功能。
全文摘要
一種基于減少SO
文檔編號G06F19/00GK101082415SQ200710090000
公開日2007年12月5日 申請日期2007年3月27日 優(yōu)先權日2006年11月30日
發(fā)明者姚建剛, 歐陽杉 申請人:長沙市朝槿科技有限公司