DE102005050140A1

DE102005050140A1 - Verfahren und Gerätschaft zur Bereitstellung einer optimierten Lastverteilung und Schadstoffsteuerung

Info

Publication number: DE102005050140A1
Application number: DE102005050140A
Authority: DE
Inventors: Xu Cheng; Frederick C. Huff
Original assignee: Emerson Process Management Power and Water Solutions Inc
Current assignee: Emerson Process Management Power and Water Solutions Inc
Priority date: 2004-10-20
Filing date: 2005-10-19
Publication date: 2006-04-27
Also published as: CN1763783A; HK1088697A1; CN1763783B; GB2419438A; US9771834B2; US20060085363A1; CN105139078B; CA2523935A1; GB2419438B; CA2523935C; CN105139078A; GB0520915D0

Abstract

Ein wirtschaftliches Dispatch-Programm teilt eine Lastanforderung und eine Emmissionszuteilung eines Stromerzeugungssystems auf verschiedene Kraftwerke auf, um die betrieblichen Sollwerte und Schadstoffsteuerungs-Sollwerte für jedes der Kraftwerke auf eine Weise zu bestimmen, die die gesamten Betriebskosten des Stromerzeugungssystems einschließlich der Schadstoffsteuerungskosten minimiert. Das wirtschaftliche Dispatch-Programm verwendet die Schadstoffsteuerungs-Sollwerte und die Last-Sollwerte der verschiedenen Kraftwerke als Entscheidungsvariablen und berücksichtigt die Schadstoffsteuerungskosten der verschiedenen Kraftwerke bei der Aufteilung der Lastanforderung. Während des Betriebs berücksichtigt das wirtschaftliche Dispatch-Programm die für die verschiedenen Kraftwerke verfügbaren Emmissionsgutschriften bei der Aufteilung der Lastanforderung und der Schadstoffsteuerungs-Stufe zur Bestimmung der optimalen betrieblichen Lösung für die Kraftwerke.

Description

TECHNISCHES GEBIET
Diese Patentanmeldung betrifft allgemein Computersoftware und insbesondere Computersoftware, die bei Erzeugungs- und Verteilungssystemen für elektrische Energie verwendet wird.
HINTERGRUND
Fast jeder Aspekt des Lebens im einundzwanzigsten Jahrhundert bezieht die Verwendung elektrischer Energie ein. Elektrische Energie wird im Allgemeinen von Energieversorgungsunternehmen (im Folgenden als „Unternehmen" bezeichnet) über ein komplexes Netzwerk von Stromerzeugungs- und -verteilungssystemen an die Endverbraucher übertragen. Die Unternehmen erzeugen elektrische Energie in Kraftwerken unter Verwendung einer Anzahl unterschiedlicher Energiequellen, wie z.B. von thermischer Energie, Sonnenenergie, Nuklearenergie, Kohle, Gas usw. In Abhängigkeit von der für die Energieerzeugung verwendeten Energiequelle kann ein Kraftwerk als Nebenprodukt der verschiedenen von den Stromerzeugern zur Erzeugung von Elektrizität durchgeführten Verfahren eine oder mehrere Arten von Schadstoffen erzeugen.
Beispielsweise erzeugt ein Kraftwerk bei Verwendung eines Kohle verbrennenden Stromerzeugers Kohlenstoffmonoxid, Schwefeldioxid und andere Schadstoffe, während ein Kraftwerk bei Verwendung eines Nuklearenergie-Erzeugers radioaktives Abfallmaterial als Schadstoff erzeugt. Wegen der umweltschädlichen Auswirkungen dieser Schadstoffe sind Mengen und Arten dieser von den Kraftwerken abgegebenen Schadstoffe durch unterschiedliche Bestimmungen reguliert. In den USA reguliert die Umweltschutzbehörde (EPA) die Art und Menge der von Kraftwerken erzeugten Schadstoffe. Unternehmen, die Kraftwerke betreiben, welche überwachte Schadstoffe erzeugen, die die eingeschränkten Mengen überschreiten, werden im Allgemeinen Strafgelder auferlegt.
Zur Steuerung des Umfangs der Schadstoffe verwenden Kraftwerke verschiedene Arten von Schadstoff-Steuerstrategien, die entweder die Menge der von den Kraftwerken erzeugten Schadstoffe begrenzen und/oder die Schadstoffe verarbeiten, bevor sie in die Umgebung abgegeben werden. Beispielsweise kann ein Kohlekraftwerk, das Schwefeldioxid erzeugt, eine Rauchgas-Entschwefelungsanlage (FGD/REA) verwenden, um die Menge der Schwefeldioxid-Abgabe in die Umwelt zu reduzieren. Auf ähnliche Weise kann ein Kohlekraftwerk, das Stickstoffoxid erzeugt, ein System zur selektiven katalytischen Verringerung (SCR-System) verwenden, um die Menge der Stickstoffoxid-Abgabe in die Umwelt zu reduzieren. Diese Schadstoff-Steuersysteme erfordern die Verwendung spezifischer Reagenzien, und deshalb fallen bei Kraftwerken, die solche Schadstoff-Steuersysteme einsetzen, zusätzliche Schadstoffsteuerkosten an. Beispielsweise verwendet das FGD-System Kalkschlamm als Reagens zur Verringerung der Abgabe von Schwefeldioxid in die Umwelt, wählend das SCR-System Ammoniak als Reagens zur Verringerung der Abgabe von Stickstoffoxid in die Umwelt verwendet.
Bei der Festlegung, welche Kraftwerke mit welcher Produktionsstufe einzusetzen sind, berücksichtigen die Unternehmen eine Anzahl unterschiedlicher Faktoren ein schließlich der Nachfrage nach Strom, der Stromerzeugungskosten für jedes der Kraftwerke usw. Zur Minimierung der Kosten der Stromerzeugung versuchen die Unternehmen üblicherweise, eine optimale Kombination von Kraftwerken festzulegen, um die erforderliche Strommenge bei minimalen Kosten zu erzeugen. Hierbei können die Unternehmen beliebige Modelle aus einer Anzahl von hoch entwickelten mathematischen und Vorhersagemodellen einsetzen, die für die Planung der Stromerzeugung verfügbar sind, einschließlich verschiedener Computerprogramme, die allgemein als wirtschaftliche Dispatch-Programme bekannt sind und die den Unternehmen die Entscheidungsfindung bezüglich des Betriebs von Kraftwerken ermöglichen.
Da Unternehmen im Allgemeinen keine Schadstoffe oberhalb der von den Regulierungsbehörden festgesetzten Grenzwerte erzeugen dürfen, werden diese Grenzwerte von den wirtschaftlichen Dispatch-Programmen bei der Festlegung der optimalen Betriebsstufen der verschiedenen Kraftwerke als verbindlich verwendet. Unterschiedliche Arten von in den verschiedenen Kraftwerken erzeugten Schadstoffen erfordern jedoch unterschiedliche Verfahren der Schadstoffsteuerung, wobei jedes dieser Verfahren unterschiedliche Beträge der Schadstoffsteuerkosten mit sich bringt. Bei der Bestimmung der optimalen Betriebsstufen von Kraftwerken ist es daher auch notwendig, die Kosten in Zusammenhang mit der Schadstoffsteuerung zu berücksichtigen.
Da Kohle beispielsweise ein billigerer Brennstoff als Erdgas ist, kann ein Kohlekraftwerk Strom billiger erzeugen als ein Gaskraftwerk; doch kann es wegen der Kosten für Kalkschlamm oder andere Reagenzien, die im Kohlekraftwerk zur Steuerung der Menge der Stickstoffoxid-Emissionen verwendet werden, unter bestimmten Umständen vorteilhafter sein, Strom unter Verwendung des Gaskraftwerks statt unter Verwendung des Kohlekraftwerks zu erzeugen. Die wirtschaftlichen Dispatch-Programme müssen daher bei der Bestimmung der optimalen Aufteilung der Lastanforderung unter verschiedene Kraftwerke auch die Schadstoffsteuerkosten und die Menge der Schadstoffabgaben berücksichtigen.
Die Bedeutung der Schadstoffsteuerkosten bei der Bestimmung der Lastaufteilung wird ferner durch die sich schnell entwickelnden Emissionshandels-Märkte unterstrichen, wobei ein Kraftwerk, das Schadstoffemissionen mit geringeren Mengen als den vorge schriebenen Emissionsgrenzen erzeugt, Emissionsgutschriften (Emissionszertifikate) an ein anderes Kraftwerk verkaufen kann, das Schadstoffemissionen in größeren Mengen als den vorgeschriebenen Emissionsgrenzen erzeugt. So wird in der Tat vorhergesagt, dass in der nahen Zukunft einer der aktivsten Märkte der Handel mit Emissionsgutschriften für NO_x, SO₂ und Treibhausgase sein wird, wobei Unternehmen, die Treibhausgase in größeren Mengen als den vorgeschriebenen Grenzwerten produzieren, Emissionsgutschriften von Unternehmen kaufen können, die die Treibhausgase in kleineren Mengen als den vorgeschriebenen Grenzwerten produzieren. Beim Vorliegen derartiger Emissionshandels-Märkte ist es wichtig, dass wirtschaftliche Dispatch-Programme zur Bestimmung der optimalen Aufteilung der Lastanforderung unter verschiedene Kraftwerke nicht nur die Schadstoffsteuerkosten, sondern auch die Schadstoff-Emissionsgutschriften berücksichtigen.
KURZBESCHREIBUNG DER ZEICHNUNGEN
Die vorliegende Patentanmeldung ist beispielhaft und ohne diesbezügliche Einschränkung in den beigefügten Zeichnungen dargestellt, bei denen gleiche Kennziffern jeweils ähnliche Elemente angeben.
1 zeigt ein Blockdiagramm eines beispielhaften Stromverteilungssystems.
2 ist ein Blockdiagramm eines Stromverbunds in dem in 1 dargestellten Stromverteilungssystem.
3 ist ein Ablaufdiagramm eines wirtschaftlichen Dispatch-Programms, das vom in 2 dargestellten Stromverbund verwendet wird.
4 zeigt eine von dem in 3 dargestellten Stromverbund empfangene Lastanforderungsfunktion.
5 zeigt ein Blockdiagramm eines Stromverbunds mit einer Vielzahl von Stromerzeugungs-Einheiten.
6 zeigt eine von dem in 5 dargestellten Stromnetz empfangene Lastanforderungsfunktion.
7 zeigt verschiedene Kurvenverläufe des Wärmeaufwandskoeffizienten der Stromerzeugungseinrichtungen des in 5 dargestellten Stromnetzes.
8 zeigt optimierte Last-Sollwerte für die Stromerzeugungseinrichtungen des in 5 dargestellten Stromnetzes.
9 zeigt optimierte Wasch-Sollwerte für die Stromerzeugungseinrichtungen des in 5 dargestellten Stromnetzes.
AUSFÜHRLICHE BESCHREIBUNG
Allgemein bestimmt ein wirtschaftliches Dispatch-Programm bei der Aufteilung der Lastanforderung eines Stromerzeugungssystems auf verschiedene Kraftwerke die betrieblichen Sollwerte und die Sollwerte der Schadstoffsteuerung für jedes der verschiedenen Kraftwerke auf eine Weise, die die gesamten Betriebskosten für das Stromerzeugungssystem einschließlich der Schadstoffsteuerkosten senkt bzw. optimiert. Das wirtschaftliche Dispatch-Programm schließt die Last-Sollwerte und die Schadstoffsteuerungs-Sollwerte der verschiedenen Kraftwerke als Entscheidungsvariablen bei der Aufteilung der Lastanforderung ein. Das wirtschaftliche Dispatch-Programm berücksichtigt auch die Schadstoffsteuerkosten für die verschiedenen Kraftwerke, wobei die Schadstoffsteuerkosten der verschiedenen Kraftwerke ein Faktor der Kosten der von den Schadstoffsteuersystemen der Kraftwerke verwendeten Reagenzien sowie der Kosten des von den Schadstoffsteuersystemen der Kraftwerke erzeugten Abfalls sein können. Alternativ dazu kann das wirtschaftliche Dispatch-Programm die für die verschiedenen Kraftwerke bei der Aufteilung der Lastanforderung verfügbaren Emissionsgutschriften berücksichtigen, wobei derartige Emissionsgutschriften auf einem Emissionshandels-Markt im Rahmen der Schadstoffsteuerung gekauft oder verkauft werden können.
1 zeigt ein Stromverteilungssystem 10 mit einem Stromverbund 12, der an einen Lastverbund 14, Energieversorgungsunternehmens-(EVU)-Netze 16, 18 und einen weiteren Stromverbund 20 angeschlossen ist. Der Stromverbund 12 kann Strom von den EVU-Netzen 16, 18 und vom Stromverbund 20 empfangen und Strom zum Lastverbund 14 übertragen. Der Lastverbund 14 kann Strom für verschiedene industrielle und private Kunden bereitstellen, die Strom verbrauchende Einrichtungen wie z.B. Klimaanlagen, Elektromotoren, Beleuchtung, Haushaltsgeräte usw. verwenden. Die EVU-Netze 16, 18 können elektrischen Strom von einer Anzahl unterschiedlicher Kraftwerke einschließlich Kernkraftwerken, Kohlekraftwerken usw. empfangen.
Allgemein kann der Stromverbund 12 von einem Verbund-Management-System verwaltet werden, dass zur Kommunikation mit verschiedenen entfernt angeordneten Computern in den EVU-Netzen 16, 18 verbunden ist. Das Verbund-Management-System bestimmt die gesamte Lastanforderung im Stromverbund 12 und teilt die Lastanforderung auf alle EVU-Netze 16, 18 auf. Das Verbund-Management-System kann ein wirtschaftliches Dispatch-Programm verwenden, um die Lastaufteilung und das Schadstoffsteuer-Schema für die EVU-Netze 16, 18 zu bestimmen, wobei das wirtschaftliche Dispatch-Programm verschiedene von den EVU-Netzen 16, 18 erfasste Informationen verwendet, einschließlich der Wärmeaufwandskoeffizienten der verschiedenen von den EVU-Netzen 16, 18 verwendeten Kraftwerke, der Brennstoffkosten, der Emissionssteuerkosten usw. der verschiedenen Kraftwerke.
Das EVU-Netz 18 ist weiter in 2 dargestellt mit einer Anzahl von Kraftwerken 22–30, wobei jedes der Kraftwerke 22–30 zur Kommunikation mit einem wirtschaftlichen Dispatch-Modul 32 verbunden ist, das Anweisungen zur Lastaufteilung für die Kraftwerke 22–30 bereitstellt. Die Kraftwerke 22–30 können beliebige unterschiedliche Typen von Kraftwerken umfassen, wie z.B. Kernkraftwerke, hydroelektrische Kraftwerke, Kohlekraftwerke usw. Zusätzlich kann jedes der Kraftwerke 22–30 eine beliebige Anzahl individueller Stromgeneratoren umfassen. Das wirtschaftliche Dispatch-Modul 32 erhält Informationen von den verschiedenen Kraftwerken in Bezug auf deren Betriebszustand, Wärmeaufwandskoeffizienten, Emissionskosten, Schadstoffsteuerkosten usw., und es bestimmt die Aufteilung einer Lastanforderung und eines Schadstoffsteuer-Sollwerts für jedes der Kraftwerke 22–30.
Die Kraftwerke 22–30 können verschiedene Arten von Stromgeneratoren verwenden und daher verschiedene Arten von Emissionen erzeugen. Beispielsweise kann das Kraftwerk 22 einen mit Kohle betriebenen dampfelektrischen Generator verwenden, der Emissionen von Stickstoffoxiden (NO_x) und Schwefeloxiden (SO₂) erzeugt. Das Kraftwerk 22 kann Brenner mit geringem NO_x (NO, NO₂ usw.) verwenden, um die NO_x-Emissionen zu reduzieren, während das Kraftwerk 22 ein Rauchgasentschwefelungs(FGD)-System zur Verringerung der SO₂-Emissionen verwenden kann. Andererseits kann das Kraftwerk 30 ein Kombikraftwerk (CCP-Kraftwerk) sein, das Gas verbrennt und daher möglicherweise überhaupt keine SO₂-Emissionen erzeugt. Weitere Schadstoffe, die in einem Kraftwerk oder einer Stromerzeugungseinheit erzeugt oder darin gesteuert (oder zumindest vor ihrer Emission daraus reduziert) werden können, umfassen beispielsweise Kohlenstoffmonoxid (CO), Stickstoffoxid (NO, NO₂), Quecksilber (Hg), flüchtige organische Verbindungen (VOC) und Treibhausgase. Allgemein ausgedrückt, sind Treibhausgase gasförmige Komponenten der Atmosphäre, die zum Treibhauseffekt beitragen (Effekt der globalen Erwärmung). Die wesentlichen natürlichen Treibhausgase sind Wasserdampf, der den größten Teil (ca. 60 %) des Treibhauseffekts auf der Erde verursacht, Kohlenstoffdioxid (CO₂) (ca. 26 %) und Ozon (O₃ usw.). Der verbleibende Anteil wird verursacht durch Treibhausgase geringerer Bedeutung wie Methan (CH₄) und Distickstoffoxid (N₂O). Industrielle Treibhausgase umfassen schwere halogenierte Kohlenwasserstoffe (Fluorchlorkohlenwasserstoffe) wie FCKW-, HCFC-22-Moleküle einschließlich Freon und Perfluormethan sowie Schwefelhexafluorid (SF₆).
Das wirtschaftliche Dispatch-Modul 32 erhält eine betriebliche Anforderung 40 vom Stromverbund 12, wobei die betriebliche Anforderung 40 eine Gesamtlastanforderung 42 und eine Gesamtemissionszuteilung 44 enthält. Das wirtschaftliche Dispatch-Modul 32 teilt die Lastanforderung 42 und die Emissionszuteilung 44 auf die Kraftwerke 22–30 so auf, dass die von den Kraftwerken 22–30 erzeugte Gesamtlast mindestens der Lastanforderung 42 entspricht und dass die gesamte Emissionsabgabe der Kraftwerke 22–30 geringer ist als die Emissionszuteilung 44. Die Lastanforderung 42 kann die von dem EVU-Netz 18 abzugebende Strommenge, den Zeitpunkt und den Ort der Stromabgabe usw. vorgeben. Das wirtschaftliche Dispatch-Modul 32 kann bei der Bestimmung der bestmöglichen Aufteilung der Lastanforderung 42 und der Emissionszuteilung 44 auf die Kraftwerke 22–30 verschiedenartige Informationen bezüglich der Kraftwerke 22–30 verwenden, wie z.B. die Verfügbarkeit, den Betriebszustand und die Effizienz von jedem der Kraftwerke 22–30, sowie die Emissionsabgabestufen der Kraftwerke 22–30. Bei Bedarf kann das wirtschaftliche Dispatch-Modul 32 als im Speicher eines Computers gespeicherte und über einen Controller des Computers einsetzbare Software, als Hardware, als Firmware oder als Kombination daraus implementiert sein.
3 zeigt ein Ablaufdiagramm eines beispielhaften wirtschaftlichen Dispatch-Programms 100, das durch das wirtschaftliche Dispatch-Modul 32 implementiert sein kann. Allgemein ausgedrückt, bestimmt das wirtschaftliche Dispatch-Programm 100 die Aufteilung der Lastanforderung 42 und der Emissionszuteilung 44 auf verschiedene Kraftwerke 22–30 über die Lösung einer objektiven Funktion zur Bestimmung eines optimierten Betriebspunkts des EVU-Netzes 18. Zur Durchführung einer derartigen Optimierung erhält das wirtschaftliche Dispatch-Programm 100 die Lastanforderung 42 und die Emissionszuteilung 44, verschiedene Informationen zu den Kraftwerken 22-30, wie Parameter zur Bestimmung des Betriebs der Kraftwerke 22–30, Werte von einigen dieser Parameter, Beziehungen zwischen diesen Parametern und Einschränkungen hinsichtlich des Betriebs der Kraftwerke 22–30.
Insbesondere erhält ein Block 102 die Lastanforderung 42, wobei die Lastanforderung 42 die Gesamtlast des EVU-Netzes 18 von einem Anfangszeitpunkt T₀ bis zu einem Endzeitpunkt T vorgibt. Im Allgemeinen erhöht eine vom Stromverbund 12 zum EVU-Netz 18 weitergegebene Lastanforderung die Last in einem ersten Zeitraum von einer Anfangsstufe bis zu einer Spitzenstufe und behält die Last über einen zweiten Zeitraum auf der Spitzenstufe bei. Zur Veranschaulichung dieser Situation ist die Lastanforderung 42 so dargestellt, dass sie eine Lastrampe zwischen dem Anfangszeitpunkt T₀ bis zu einer Rampenzeit T_l enthält, wobei die Lastanforderung zum Zeitpunkt T₀ L₀ und zur Rampenzeit T_l L_l ist. Von der Rampenzeit T_l bis zum Endzeitpunkt T wird die Last als mit L_l konstant angenommen. Es wird ferner angenommen, dass der Gesamtzeitraum {T₀, T} (mit T größer als oder gleich T_l) in N Zeitabschnitte {t₀, t₁}, {t₁, t₂} ... {t_N–1, t_N} mit t₀ = T₀ und t_N = T unterteilt ist, wobei die Last am Ende jedes der Zeitabschnitte als L₁, L₁,..., L_N bezeichnet ist. Wenn die Lastrampe zwischen den Zeitpunkten T₀ und T_l als lineare Rampe angenommen wird, können die dazwischenliegenden Ziellasten L_k (k = 1, ..., N) mittels der folgenden Gleichung 1 einfach als lineare Interpolation zwischen der Anfangslast L₀ und der Endlast L_l errechnet werden: Lk = L0 + k(Ll – L0)/(Te – T0) (für tk ≤Tl) und (1) Lk = Ll (für tk > Tl)
Ein Lastprofil 120 der Lastanforderung entsprechend der Gleichung 1 ist in 4 dargestellt. Während das Lastprofil 120 durch eine lineare Gleichung 1 wiedergegeben ist, kann das Lastprofil alternativ dazu als nicht lineare Gleichung wiedergegeben bzw. ausgedrückt werden. Zudem ist anzumerken, dass die Anzahl der zur Aufteilung des Lastprofils 120 verwendeten Zeitabschnitte N die Komplexität der vom wirtschaftlichen Dispatch-Programm 100 auszuführenden Optimierung bestimmt. Ein größerer Wert von N ergibt ein feineres Lastprofil 120, während der Rechenaufwand des wirtschaftlichen Dispatch-Moduls 32 erhöht wird.
Anschließend bestimmt ein Block 104 die Brennstoffkosten in Zusammenhang mit dem Betrieb der Kraftwerke 22–30 zur Erreichung des Lastprofils 120. Zum Zweck der Veranschaulichung nehme man an, dass die Kraftwerke 22–30 durch einen Index von 1 bis n wiedergegeben sind. Das Kraftwerk 22 ist dann als Anlage 1 bezeichnet, das Kraftwerk 24 ist als Anlage 2 bezeichnet usw. In diesem Fall können die Kosten des Brennstoffverbrauchs in Zusammenhang mit der i-ten Einheit (i = 1 bis n) zu einem Zeitpunkt t_k wie folgt ausgedrückt werden: Fki = Lki ·Hki ·fi (2)mit

L k / i: = Last der i-ten Einheit zum Zeitpunkt t_k;
H k / i: = Wärmeaufwandskoeffizient der i-ten Einheit zum Zeitpunkt t_k; und
f_i: = Brennstoffpreis für die i-te Einheit.

Die Werte der Wärmeaufwandskoeffizienten H k / i für die verschiedenen Kraftwerke 22–30 und der Brennstoffpreise f_i können in Echtzeit zum wirtschaftlichen Dispatch-Modul 32 übertragen werden, oder diese Werte können alternativ dazu in einem Speicher des wirtschaftlichen Dispatch-Moduls 32 gespeichert werden. Während einige der in Gleichung (2) verwendeten Werte konstant sein können, können andere Werte variabel sein und durch eines oder mehrere mathematische Modelle wiedergegeben sein.
Beispielsweise kann der Brennstoffpreis f_i für die i-te Einheit für eine bestimmte Anwendung des wirtschaftlichen Dispatch-Moduls 32 konstant sein, während der Wärmeaufwandskoeffizient H k / i für die i-te Einheit zum Zeitpunkt t_k im Allgemeinen eine Variable ist, die als Funktion einer Anzahl von Merkmalen zu jedem der Kraftwerke 22–30 ausgedrückt sein kann. Für viele der Kraftwerke 22–30 kann der Wärmeaufwandskoeffizient H k / i durch eine nicht lineare Beziehung gegeben sein, die beispielsweise durch ein polynomielles Regressionsmodell, durch ein neuronales Feedforward-Netzmodell oder durch ein anderes mathematisches Modell wiedergegeben sein kann.
Während die dargestellte Implementierung der wirtschaftlichen Dispatch-Funktion 100 die gesamten Brennstoffkosten nur als Funktion der Brennstoffpreise, der Wärmeaufwandskoeffizienten und der Lastfunktion betrachtet, kann bei einer alternativen Implementierung auch eine Anzahl anderer Beziehungen berücksichtigt werden. Beispielsweise kann bei einer Implementierung der wirtschaftlichen Dispatch-Funktion 100 auch ein Leistungsdiagramm einer Stromerzeugungseinheit, das eine Beziehung zwischen der Ausgangs-Blindleistung, der Ausgangs-Wirkleistung und der Effizienz der Stromerzeugungseinheit wiedergibt, zur Bestimmung der gesamten Brennstoffkosten in Zusammenhang mit dem Betrieb der Kraftwerke 22–30 verwendet werden.
Anschließend bestimmt ein Block 106 verschiedene Schadstoffsteuerkosten in Zusammenhang mit den Kraftwerken 22–30. Wie vorstehend beschrieben, können einige der Kraftwerke 22–30 Kohlekraftwerke sein, die Schadstoffe wie SO₂, NO_x usw. erzeugen. Man nehme an, dass das Kraftwerk 22 ein Kohlekraftwerk ist, das ein Waschreagens zur Steuerung der SO₂-Abgabe verwendet. Beispielsweise kann ein Kohlekraftwerk Kalk als Waschreagens in einem Rauchgasentschwefelungs-(FGD)-System zur Steuerung der SO₂-Emissionen verwenden. Entsprechend kann ein weiteres Kraftwerk 24 ein System zur selektiven katalytischen Verringerung (SCR-System) haben, das Ammoniak als Reagens für die Steuerung der NO_x-Emissionen verwendet. Hierbei sind die Kosten des Kalks bei der Anlage 22 und die Kosten für Ammoniak bei der Anlage 24 Schadstoffsteuerkosten. Weiter gibt es in Abhängigkeit vom Typ des verwendeten Reagens im Allgemeinen eine bestimmte Menge produzierten Abfalls, und die Kosten für die Beseitigung dieses Abfalls müssen ebenfalls als Teil der Schadstoffsteuerkosten berücksichtigt werden. In jedem Fall können die gesamten Kosten der Schadstoffsteuerung ausgedrückt als $/lb des verwendeten Reagens bestimmt werden. Für die i-te Einheit können die Schadstoffsteuerkosten zum Zeitpunkt t_k somit wie folgt ausgedrückt werden:
mit

S k / i,j: = j-ter Reagensfluss für die i-te Einheit zum Zeitpunkt t_k;
p_ij: = j-ter Reagenspreis für die i-te Einheit; und
m: = Gesamtzahl der gesteuerten Schadstoffarten.

Zu den typischen Reagenzien, die in den Kraftwerken 22–30 verwendet werden können, gehören in einem SCR-System verwendetes Ammoniak bzw. in einem FGD-System verwendeter Kalk oder Kalkschlamm. Selbstverständlich können einige der Anlagen 22–30 so ausgelegt sein, dass überhaupt keine Schadstoffe erzeugt werden, wobei in diesem Fall die Kosten der Schadstoffsteuerung für diese Anlagen gleich null sind. Die Kosten der Schadstoffsteuerung können in Echtzeit zum wirtschaftlichen Dispatch-Modul 32 übertragen werden, oder die Werte können alternativ dazu in einem Speicher des wirtschaftlichen Dispatch-Moduls 32 gespeichert werden.
Anschließend bestimmt ein Block 108 die bei den Kraftwerken 22–30 verfügbaren Gutschriften für die verschiedenen Schadstoffe. Im Allgemeinen werden die Gutschriften auf die Differenz zwischen der tatsächlich erzeugten Schadstoffmenge und der für eines der Kraftwerke 22–30 zulässigen Schadstoffmenge angewandt, wobei die zulässige Menge auf verschiedene Arten angegeben werden kann. Beispielsweise wird bei SO₂ die zulässige Menge in Tonnen pro Jahr angegeben, und bei NO_x wird die zulässige Menge in lb/mBTU angegeben usw. Es wird darauf hingewiesen, dass die zulässige Gesamtmenge an Schadstoffen sowohl wie die Verschmutzungsgrenzwerte für jedes der Kraftwerke 22–30 feste Grenzwerte sind, sodass jede vom wirtschaftlichen Dispatch-Modul 32 erzeugte optimierte Lösung keine Regulierungsgrenzwerte zur Steuerung der Gesamtmenge dieser Schadstoffe verletzen kann. Somit lassen sich die gesamten zum Zeitpunkt t_k für den j-ten Schadstoff verfügbaren Emissionsgutschriften wie folgt ausdrücken:
mit

X k / j: = gesamte Regulierungsgrenze für den j-ten Schadstoff zum Zeitpunkt
Z k / i,j: = von der i-ten Einheit zum Zeitpunkt t_k erzeugter j-ter Schadstoff; und
c_j: = Gutschrift (oder Zertifikatspreis) für den j-ten Schadstoff.

Nach der Bestimmung der Brennstoffkosten, der Schadstoffsteuerkosten und der Emissionsgutschriften für jeden Zeitraum t_k bestimmt ein Block 110 die Gesamtkosten J_k der Bereitstellung der Last L_k, indem diese Kosten summiert werden. Dieser Vorgang kann wie folgt ausgedrückt werden:
Es ist anzumerken, dass, während die vorstehende Gleichung (5) bei der Bestimmung der Gesamtkosten J_k nur die Brennstoffkosten, die Kosten der Schadstoffsteuerung und die Emissionsgutschriften berücksichtigt, bei einer alternativen Implementierung andere Kosten wie die Kosten der Stromübertragung, die Kosten der Brennstofflagerung usw. ebenfalls bei der Bestimmung der Gesamtkosten J_k berücksichtigt werden können.
Unter Verwendung der gesamten Kosten J_k für jeden Zeitraum t_k können die globalen Kosten J des EVU-Netzes 18 für die Bereitstellung der Last während des Zeitintervalls {T₀, T} wie folgt errechnet werden:
Anschließend bestimmt ein Block 112 die vom wirtschaftlichen Dispatch-Modul 32 zu verwendete Zielfunktion. Bei einer bestimmten Implementierung des wirtschaftlichen Dispatch-Moduls 32 kann das Ziel die Minimierung der gesamten Betriebskosten des EVU-Netzes 18 sein, wobei in diesem Fall die Zielfunktion die Minimierung der Gesamtkosten J ist. Bei einer anderen Implementierung kann jedoch ein anderes Ziel angestrebt werden, wie z.B. die Minimierung der Emissionen, die Minimierung der für die Bereitstellung der Last erforderlichen Zeit usw. Man beachte, dass bei der Formulierung der Zielfunktion in Form der Gleichung (6) die unmittelbare Verfügbarkeit der Emissionsgutschriften vorausgesetzt ist. Da aber unter reellen Bedingungen die Verfügbarkeit der Emissionsgutschriften Zeit erfordert, müssen gegebenenfalls auch andere Faktoren wie der Zeitwert von Geld usw. berücksichtigt werden.
Nach der Bestimmung der Zielfunktion für das wirtschaftliche Dispatch-Modul 32 bestimmt ein Block 114 verschiedene bei der Lösung der Zielfunktion anzuwendende Einschränkungen. Allgemein ausgedrückt, können derartige Einschränkungen verschiedene Lasteinschränkungen, Gesamtemissions-Einschränkungen usw. umfassen. Im vorliegenden Fall sind verschiedene auf den Betrieb des EVU-Netzes 18 anzuwendende Einschränkungen durch die folgenden Gleichungen (7) bis (11) gegeben.
Insbesondere sind die Gleichungen (7) und (8) Lasteinschränkungen, wobei die Gleichung (7) die von allen Kraftwerken 22–30 zu liefernde Gesamtlast angibt und die Gleichung (8) die Mindest- und Höchstlast angibt, die von jedem der Kraftwerke 22-30 erzeugt werden soll.
Li,min ≤ Li,k ≤ Li,max (8)
In den Gleichungen (7) und (8) ist L_i,k die Lastanforderung für das i-te Kraftwerk zum Zeitpunkt t_k, und L_i,min und L_i,max sind die Mindest- und die Höchstlast für das i-te Kraftwerk.
Die Einschränkung der Verbundrampe mit der Vorgabe der maximalen Anderung der Lastabgabe der Kraftwerke 22–30 ist durch die Gleichung (9) gegeben, wobei M_i die maximale Anstiegsgeschwindigkeit für die Kraftwerke 22–30 in einem beliebigen Zeitintervall {t_k–1, t_k} ist. –Mi ≤ Li,k+1 – Li,k ≤ Mi (9)
Die für das EVU-Netz 18 zulässigen Gesamtemissionen sind eine Funktion der Grenzwerte der verschiedenen von den Kraftwerken 22–30 abgegebenen Schadstoffe. Wenn für den j-ten Schadstoff der maximal zulässige Schadstoff, der vom i-ten Kraftwerk erzeugt werden darf, durch X_i,j vorgegeben ist und die Gesamtemission des j-ten Schadstoffs im k-ten Zeitraum durch X k / j vorgegeben ist, können die Emissionseinschränkungen für den Betrieb des EVU-Netzes 18 durch die Gleichungen (10) und (11) wie folgt ausgedrückt werden:
Zki,j ≤ Xi,j (11)
Es ist anzumerken, dass für die Gleichungen (7)–(11) k = 1, ..., N ist und jeden der N Zeiträume bezeichnet, in den das Lastprofil 120 aufgeteilt ist, und dass i = 1, ..., n ist und jedes der verschiedenen Kraftwerke 22–30 bezeichnet und dass j = i, ..., m ist und jeden der verschiedenen Schadstoffe bzw. der von den Kraftwerken 22–30 abgegebenen Schadstoffe bezeichnet.
Anschließend löst ein Block 116 die Zielfunktion des EVU-Netzes 18 in Abhängigkeit von den Einschränkungen zur Bestimmung einer optimierten Lösung. Es ist anzumerken, dass in jedem Fall mehr als eine optimale Lösung existieren kann, und der Block 116 braucht nur nach der Lösung zu suchen, bis eine derartige optimale Lösung gefunden ist, welche eine Lösung ist, die die Zielfunktion innerhalb eines gewissen möglichen Betriebsbereichs des Systems minimiert (bzw. maximiert). Eine spezifische optimale Lösung braucht nicht die beste optimierte Lösung bezüglich des gesamten Betriebsbereichs des Systems zu sein, sondern kann beispielsweise nur in einem regional begrenzten Betriebsbereich optimal sein.
Allgemein kann eine Zielfunktion in Abhängigkeit von einer Anzahl von Einschränkungen unter Verwendung einer nicht linearen Optimierungsroutine gelöst werden. Eine Implementierung des wirtschaftlichen Dispatch-Moduls 32 kann einen iterativen Prozess verwenden, wobei ein Lösungskandidat für die Zielfunktion innerhalb der Einschränkungen gewählt wird und Werte der verschiedenen Variablen iterativ verändert werden, bis eine optimale Lösung (z.B. eine Lösung, die die Zielfunktion minimiert) gefunden ist. Beispielsweise kann eine Menge von Werten für die verschiedenen Zwischenlasten L_k als Anfangspunkt gewählt werden, und die optimierten Werte der Zwischenlasten L_k können iterativ gefunden werden. Entsprechend können auch die durch Z k / i,j gegebenen Werte der Schadstoffstufen der Kraftwerke 22–30 iterativ bestimmt werden.
Bei einer Implementierung des wirtschaftlichen Dispatch-Moduls 32 kann auch ein evolutionärer Algorithmus verwendet werden, um die Zielfunktion in Abhängigkeit von einer oder mehreren Einschränkungen iterativ zu lösen. Bei einem evolutionären Algorithmus wird im Rahmen der Einschränkungen eine Menge von möglichen Lösungspunkten gewählt; eine Menge lokalisierter Lösungen, die der Menge der möglichen Lösungspunkte entspricht, wird erhalten, und eine Lösung aus der Menge der lokalisierten Lösungen wird als optimale Lösung der Zielfunktion gewählt.

Die Verwendung des evolutionären Algorithmus zur Lösung der Zielfunktion 32 stellt sicher, dass, selbst wenn die Zielfunktion mehrere lokalisierte optimale Werte hat, der am besten optimierte dieser lokalisierten optimalen Werte erhalten wird. Der evolutionäre Algorithmus kann in Form von Software, Hardware, Firmware oder als Kombination daraus implementiert sein. Beispielsweise kann der evolutionäre Algorithmus unter Verwendung eines der zahlreichen handelsüblichen mathematischen Lösungsprogramme implementiert werden, wie z.B. des von Frontline Systems, Inc. angebotenen Programms Evolutionary Solver^®. Die Funktionsweise eines evolutionären Algorithmus wird ausführlicher beschrieben in der US-Patentanmeldung Nr. 10/876,431 vom 25. Juni 2004 mit dem Titel „A Method and Apparatus for Providing Economic Analysis of Power Generation and Distribution", auf die hierin vollständig Bezug genommen wird.

Es ist weiter anzumerken, dass die Genauigkeit der durch das wirtschaftliche Dispatch-Modul 32 erhaltenen optimalen Betriebslösung von der Genauigkeit der für das wirtschaftliche Dispatch-Modul 32 bereitgestellten Daten abhängt. Viele der zugrunde liegenden Modelle, die zum Erhalt der optimalen Lösung verwendet werden, können im Zeitverlauf variable Merkmale haben. Beispielsweise können die Modelle der Wärmeaufwandskoeffizienten der Kraftwerke 22–30 sich im Zeitverlauf wegen der Alterung der Gerätschaften und aufgrund von Prozessabweichungen verändern. Demzufolge müssen diese Modelle der Wärmeaufwandskoeffizienten zum Erhalt einer genauen optimalen Lösung regelmäßig aktualisiert werden.

Nach der vorstehenden Beschreibung der Funktionsweise des wirtschaftlichen Dispatch-Moduls 32 wird im Folgenden eine Anwendung des wirtschaftlichen Dispatch-Programms 100 bei einem Netzwerk aus Strom erzeugenden Einrichtungen beschrieben.

Insbesondere zeigt 5 ein beispielhaftes Elektrizitätsnetz 140 mit sechs Strom erzeugenden Einheiten 142–152, wobei jede der Einheiten 142–152 eine Gas verbrennende Stromeinheit, eine Kohle verbrennende Stromeinheit, eine hydroelektrische Einheit usw. sein kann. Bei einer bestimmten Implementierung wird angenommen, dass die Einheit 142 eine mit Kohle betriebene dampfelektrische Einheit mit einer Kapazität von 200 MW sein soll, die Brenner mit geringen NO_x-Werten enthält, welche die NO_x-Emissionen bei 0,2 lb NO_x/mBTU halten. Die SO₂-Emissionen der Einheit 142 werden mittels des Einsatzes eines Rauchgasentschwefelungs-(FGD)-Systems mit Kalk- Sprühtrockner (LSD) gesteuert, das eine maximale Schadstoffentfernungs-Effizienz von 90 % hat und Kalkschlamm als Reagens verwendet. Die Einheit 144 ist eine mit Kohle betriebene Anlage mit 120 MW, die der Einheit 142 ähnlich ist, wobei sie aber ein FGD-System mit Injektion von Absorptionsmitteln (DSI) enthält, das als Absorptionsmittel handelsüblichen Kalk (CaCO₃) oder hydratisierten Kalk (Ca(OH)₂) verwendet und eine maximale Schadstoffentfernungs-Effizienz von 50 % hat. Die Einheit 146 ist eine mit Kohle betriebene dampfelektrische Anlage mit 700 MW, und die Einheit 148 ist eine mit Kohle betriebene dampfelektrische Anlage mit 800 MW. Jede der Einheiten 146 und 148 enthält ein System zur selektiven katalytischen Verringerung (SCR-System) zur Verringerung der NO_x-Emissionen, wobei zur Verringerung der NO_x-Werte Ammoniak (NH₃) verwendet wird. Schließlich sind die beiden Einheiten 150 und 152 jeweils Kombikraftwerke (CCP) mit 250 MW, die jeweils zwei Verbrennungs-Turbogeneratoren (CTG), zwei Hitzerückgewinnungs-Dampfgeneratoren (HRSG) und zwei Dampf-Turbogeneratoren (STG) enthalten.

Bei der Anwendung des wirtschaftlichen Dispatch-Programms 100 auf das Elektrizitätsnetz 140 erhält der Block 102 dann eine Betriebsanweisung 160 von einem Stromverbund wie dem Stromverbund 12, die das Elektrizitätsnetz 140 verwaltet. Die Betriebsanweisung 160 enthält eine Lastanforderung 162 mit der Angabe der vom Elektrizitätsnetz 140 bereitzustellenden Last sowie eine Emissionszuteilung 164, die das gesamte Schadstoffniveau vorgibt, das vom Elektrizitätsnetz 140 erzeugt werden darf. Im vorliegenden Fall nehme man an, dass die Lastanforderung 162 die Lastabgabe des Elektrizitätsnetzes 140 in etwa 84 Minuten von 1100 MW auf 1520 MW ansteigen lassen soll. Diese Lastanforderung 162 ist weiter in 6 dargestellt, wobei jede Einheit auf der x-Achse 12 Minuten darstellt. Die Emissionszuteilung 164 für das Elektrizitätsnetz 140 wird mit 5000 t SO₂-Emissionen und 1300 t NO₂-Emissionen angenommen.

Der Block 104, der für jede der Einheiten 142–152 die Brennstoffkosten (f_i) und die Kurvenverläufe der Wärmeaufwandskoeffizienten (H k / i) erhält, verwendet diese Parameter entsprechend der Angabe in Gleichung (2) zur Bestimmung der gesamten Brennstoffkosten für die Erzeugung der durch die Lastanforderung 162 vorgegebenen Gesamtlast. Im vorliegenden Fall sind die Brennstoffkosten für die Einheiten 142–152 in der folgenden Tabelle 1 wiedergegeben, während die Kurvenverläufe der Wärmeaufwandskoeffizienten für die Einheiten 142–152 in 7 durch die entsprechenden Kurvenverläufe der Wärmeaufwandskoeffizienten 172–182 wiedergegeben sind. Man beachte, dass jeder der Kurvenverläufe der Wärmeaufwandskoeffizienten die Wärmemenge angibt, die notwendig ist, um eine kWh Elektrizität zu erzeugen. Wie vorstehend beschrieben, können die optimalen Werte der von jeder der Einheiten 142–152 zu erzeugenden Lasten entsprechend der Angabe L k / i in Gleichung (2) auf iterative Weise bestimmt werden.

Tabelle 1

Anschließend erhält der Block 106 die Schadstoffsteuerkosten (p_i,j) für jede der Einheiten 142–152, wobei diese Schadstoffsteuerkosten durch die Kosten der von den Einheiten 142–152 verbrauchten Reagenzien angegeben sein können. Diese Schadstoffsteuerkosten werden in Gleichung (3) verwendet, um die gesamten Schadstoffsteuerkosten des Elektrizitätsnetzes 140 zu bestimmen. Im vorliegenden Fall sind die Schadstoffsteuerkosten für die Einheiten 142–152 in der folgenden Tabelle 2 wiedergegeben.

Tabelle 2

Der Block 108 in 3 erhält die Schadstoffsteuer-Gutschriften (c_j) für jeden der von den Einheiten 142–152 erzeugten Schadstoffe, die in Gleichung (4) zur Bestimmung der gesamten Emissionsgutschriften für das Elektrizitätsnetz 140 verwendet werden. Im vorliegenden Fall sind die Schadstoffsteuer-Gutschriften für die von den Einheiten 142–152 erzeugten Schadstoffe, d.h. SO₂ und NO₂, in der folgenden Tabelle 3 wiedergegeben.

Tabelle 3

Anschließend bestimmt der Block 110 unter Verwendung der Gleichung (5) die Gesamtkosten im Elektrizitätsnetzwerk 140 für die Erzeugung der von der Lastanforderung 142 vorgegebenen Last. Unter der Voraussetzung, dass im vorliegenden Fall das Ziel darin besteht, die gesamten Betriebskosten des Elektrizitätsnetzes 140 bei der Erfüllung der Lastanforderung 142 zu minimieren, bestimmt der Block 112, dass die Gleichung (5) auch die Zielfunktion für das Elektrizitätsnetz 140 ist.

Bei der Festlegung der Zielfunktion für das Elektrizitätsnetz 140 bestimmt der Block 114 verschiedene Einschränkungen für den Betrieb des Elektrizitätsnetzes 140. Die Einschränkungen für das Elektrizitätsnetz 140 können temporäre betriebliche Einschränkungen und/oder langfristige strukturelle Einschränkungen sein. Im vorliegenden Fall nehme man beispielsweise an, dass eine der temporären Einschränkungen für das Elektrizitätsnetz 140 lautet, dass die Einheit 148 außer Betrieb ist.

Andere Einschränkungen für das Elektrizitätsnetz 140 können eine oder mehrere der von den Gleichungen (7)–(11) vorgegebenen Einschränkungen, angewandt auf das Elektrizitätsnetz 140, umfassen. Beispielsweise kann die durch die Gleichung (7) mit der Angabe der gesamten Ziellasten in Zwischenzeiträumen wiedergegebene Einschränkung entsprechend der Darstellung in 6 durch die Lastanforderung 142 erhalten werden. Die in Gleichung (8) wiedergegebenen Höchst- und Mindestlasten für jede der Kraftwerkseinheiten 142–152 sind in der folgenden Tabelle 4 aufgeführt.

Tabelle 4

Schließlich nehme man mit Bezug auf die durch die Gleichung (9) wiedergegebene Rampeneinschränkung hinsichtlich der maximalen Veränderung der Lastabgabe der Kraftwerke 22–30 an, dass im vorliegenden Fall der Maximalbetrag, um den jede der verschiedenen Einheiten 142–152 ihre jeweilige Lastabgabe steigern kann, 7 MW pro Minute beträgt.

Die Einschränkungen für die Gesamtemissionen durch das Elektrizitätsnetz 140, die durch Gleichung (10) wiedergegeben und vorstehend beschrieben sind, entsprechen 5000 t bei SO₂ und 1300 t bei NO_x. Mit Bezug auf die durch die Gleichung (11) wiedergegebenen Schadstoff-Höchstgrenzen auf Kraftwerksebene wird angenommen, dass bei den Einheiten 142–152 keine derartigen Schadstoff-Höchstgrenzen auf Kraftwerksebene auferlegt sind. Bei den geltenden Umweltschutzbestimmungen sind die Emissionswerte für SO, im Allgemeinen bezogen auf eine regionale Gruppe von Anlagen, und die Einschränkungen der Emissionswerte für NO_x gelten für individuelle Kraftwerke. Bei einer unterschiedlichen Implementierung können daher auch die Emissions-Grenzwerte auf der Ebene individueller Anlagen berücksichtigt werden.

Nach der Bestimmung der Zielfunktion und der Einschränkungen des Elektrizitätsnetzes 140 bestimmt der Block 116 die optimale Lösung für den Betrieb der Einheiten 142–152 mit der Vorgabe der Betriebspunkte für jede der Einheiten 142–152 an verschiedenen Punkten der Lastanforderungs-Rampe 162. Die optimalen Betriebspunkte für die Einheiten 142–152 anhand ihrer Lastabgabewerte sind durch ein in 8 wiedergegebenes Lastrampen-Profil 190 dargestellt, während die optimalen Betriebspunkte für die Einheiten 142–152 bezüglich ihrer Schadstoffsteuerungs-Sollwerte durch ein in 9 wiedergegebenes Wascheffizienz-Profil 210 dargestellt sind.

Insbesondere sind in 9 die Lastrampen für jede der Einheiten 142–146 und 150–152 durch die Linien 192, 194, 196, 198 bzw. 200 wiedergegeben. Das Lastrampen-Profil 190 in 8 zeigt, dass am Anfang der Lastrampe, wenn die gesamte angeforderte Lastabgabe 1100 MW beträgt, die Einheiten 142, 144, 150 und 152 auf ihre jeweilige vollständige Lastkapazität gebracht werden. Angesichts der Tatsache, dass die Einheit 148 außer Betrieb sein soll, hat bei 1100 MW nur die Einheit 146 Spielraum für einen Anstieg zur Erfüllung der erhöhten Anforderung.

Entsprechend der Darstellung im Lastrampen-Profil 190 werden die Einheiten 142 und 144 mit voller Kapazität von der Stufe mit 1100 MW bis zur Stufe mit 1520 MW betrieben. Zumindest für einen Teil der Lastrampe, der durch eine Region um einen Betriebspunkt 202 angegeben ist, wird aber die Last für die Einheit 148 leicht erhöht, während die Lasten für die Einheiten 150 und 152 leicht gesenkt werden.

Mit Bezug auf das in 9 wiedergegebene Wascheffizienz-Profil 210 sind dann die Wasch-Sollwerte für die Einheiten 142–146 durch die Linien 212, 214 bzw. 216 dargestellt. Wie in 9 ersichtlich ist, werden am Anfang der Rampe die Wasch-Sollwerte für alle Einheiten 142–146 auf ihrem Mindestwert gehalten, um die Gesamtkosten gering zu halten. Wenn die Einheit 146 ansteigt, läuft an einem bestimmten Punkt 218 (Gesamtlast von etwa 1170 MW) wegen des für die NO_x-Emission auferlegten Gesamtgrenzwerts das SCR-System der Einheit 146 an. Danach werden bei etwa der gesamten Lastabgabe von 1480 MW entsprechend der Darstellung durch den Punkt 220 die FGD-Sollwerte der Einheiten 142 und 144 ebenfalls erhöht, um die Schadstoffregulierungsvorgaben für die SO₂-Emission zu erfüllen. Man beachte, dass das wirtschaftliche Dispatch-Programm 100 die Waschsollwerte für die Einheiten 142–146 so festsetzt, dass sie stets unterhalb der maximalen Wirkungsgrade dieser Einheiten für die Schadstoffbeseitigung liegen.

Während 8 und 9 die Lastabgabe-Sollwerte und die Waschsollwerte der Einheiten 142–152 durch getrennte Linien wiedergeben, ist es wichtig, sich vor Augen zu halten, dass das wirtschaftliche Dispatch-Programm 100 die Lastabgabe-Sollwerte und die Waschsollwerte gleichzeitig bestimmt, und zwar auf eine Weise, bei der nicht nur die Gesamtkosten für die Bereitstellung der durch die Lastanforderung 142 wiedergegebenen Abgabe minimiert werden, sondern wobei auch die Emissionsabgabe durch das Elektrizitätsnetz 140 unterhalb der Emissionszuteilung 164 liegt.

Selbstverständlich kann, während die Anwendung des wirtschaftlichen Dispatch-Programms 100 auf das Elektrizitätsnetz 140 die Betriebskosten des Elektrizitätsnetzes 140 minimiert, in einer alternativen Situation das wirtschaftliche Dispatch-Programm 100 auf das Elektrizitätsnetz 140 angewandt werden, um ein anderes Ziel zu erreichen, das beispielsweise die Minimierung der NO_x-Emissionen oder eine optimale Kombination dieser beiden Ziele sein kann. Bei einer weiteren alternativen Implementierung kann das wirtschaftliche Dispatch-Programm 100 auf den gesamten Stromverbund 12 angewandt werden, um die gesamte Anforderung an den Stromverbund 12 so auf die EVU-Netze 16, 18 aufzuteilen, dass die Gesamtkosten für den Betrieb des Stromverbunds 12 minimiert werden, während die gesamte Emissionsabgabe durch den Stromverbund 12 unterhalb einer vorgegebenen Emissionszuteilung auf Verbundebene liegt.

Obwohl der vorstehende Text eine ausführliche Beschreibung zahlreicher unterschiedlicher Ausführungsformen der Erfindung wiedergibt, soll der Schutzbereich der Erfindung durch den Wortlaut der am Ende dieser Patentanmeldung wiedergegebenen Patentansprüche definiert sein. Die ausführliche Beschreibung soll nur als beispielhaft gelten und beschreibt nicht alle möglichen Ausführungsformen der Erfindung, da die Beschreibung aller möglichen Ausführungsformen impraktikabel oder sogar unmöglich wäre. Zahlreiche alternative Ausführungsformen könnten entweder unter Verwendung aktueller Technologie oder unter Verwendung von im Anschluss an die Einreichung dieser Patentanmeldung entwickelter Technologie implementiert werden und dennoch innerhalb des Schutzbereichs der die Erfindung definierenden Patentansprüche sein.

Somit können zahlreiche Abänderungen und Varianten der hier beschriebenen und dargestellten Verfahren und Strukturen vorgenommen werden, ohne vom Umfang und Schutzbereich der vorliegenden Erfindung abzuweichen. Dementsprechend ist es selbstverständlich, dass die hier beschriebenen Verfahren und Gerätschaften nur der Veranschaulichung dienen und den Schutzbereich der Erfindung nicht einschränken.

Claims

Verfahren zur Optimierung des Betriebs eines Stromerzeugungssystems mit einer Vielzahl von Strom erzeugenden Einrichtungen, wobei das Verfahren Folgendes umfasst: Erhalt einer Zielfunktion für das Stromerzeugungssystem, wobei die Zielfunktion die Betriebskosten des Stromerzeugungssystems als Funktion einer Vielzahl von Variablen bereitstellt, wobei die Vielzahl der Variablen einen Last-Sollwert und einen Schadstoffsteuerungs-Sollwert für mindestens eine der Strom erzeugenden Einrichtungen enthält; Erhalt einer Vielzahl von betrieblichen Einschränkungen für das Stromerzeugungssystem; und Erhalt einer optimalen Lösung für die Zielfunktion im Rahmen der betrieblichen Einschränkungen für das Stromerzeugungssystem.
Verfahren nach Anspruch 1, wobei der Schadstoffsteuerungs-Sollwert ein gewünschtes Niveau eines von einer aus der Vielzahl von Strom erzeugenden Einrichtungen erzeugten Schadstoffs ist.
Verfahren nach Anspruch 1, wobei die Zielfunktion die Betriebskosten für das Stromerzeugungssystem ferner als Funktion eines für eine aus der Vielzahl von Strom erzeugenden Einrichtungen verfügbaren Emissionsgutschrift liefert.
Verfahren nach Anspruch 1, wobei weiter der Erhalt eines Lastanforderungsprofils enthalten ist, das die Lastabgabe durch das Stromerzeugungssystem vorgibt, und wobei die optimale Lösung erhalten wird, bei der das Lastabgabeprofil des Stromerzeugungssystems ungefähr dem Lastanforderungsprofil entspricht.
Verfahren nach Anspruch 4, wobei das Lastanforderungsprofil eine Rampe mit der Vorgabe einer über einen ersten Zeitraum ansteigenden Lastabgabe ist.
Verfahren nach Anspruch 1, wobei die betrieblichen Einschränkungen eine maximale Effizienz eines Schadstoffsteuersystems von einer Einrichtung aus der Vielzahl von Strom erzeugenden Einrichtungen enthalten.
Verfahren nach Anspruch 1, wobei die Zielfunktion Betriebskosten der Stromerzeugungssysteme als Funktion der Schadstoffsteuerkosten für die Steuerung eines Schadstoffs für eine der Strom erzeugenden Einrichtungen liefert.
Verfahren nach Anspruch 7, wobei der Schadstoff mindestens eine der folgenden Substanzen ist: (1) Schwefeldioxid, (2) Kohlenstoffmonoxid, (3) Stickstoffoxid, (4) Quecksilber, (5) flüchtige organische Verbindungen (VOC) und (6) Treibhausgase.
Verfahren nach Anspruch 8, wobei die Kosten der Schadstoffsteuerung die Kosten eines FGD- oder SCR-Reagens einschließen.
Verfahren nach Anspruch 1, wobei die Zielfunktion ein Polynom enthält, das die Kosten des Brennstoffverbrauchs der einen Einrichtung aus der Vielzahl von Strom erzeugenden Einrichtungen als Funktion von (1) einer Lastabgabe von einer Einrichtung aus der Vielzahl von Strom erzeugenden Einrichtungen, (2) einem Wärmeaufwandskoeffizienten von einer Einrichtung aus der Vielzahl von Strom erzeugenden Einrichtungen und (3) einem Brennstoffpreis von einer Einrichtung aus der Vielzahl von Strom erzeugenden Einrichtungen liefert.
Verfahren nach Anspruch 1, wobei die Zielfunktion ein neuronales Netzwerkmodell enthält, das die Kosten des Brennstoffverbrauchs der einen Einrichtung aus der Vielzahl von Strom erzeugenden Einrichtungen als Funktion von (1) einer Lastabgabe von einer Einrichtung aus der Vielzahl von Strom erzeugenden Einrichtungen, (2) einem Wärmeaufwandskoeffizienten von einer Einrichtung aus der Vielzahl von Strom erzeugenden Einrichtungen und (3) einem Brennstoffpreis von einer Einrichtung aus der Vielzahl von Strom erzeugenden Einrichtungen liefert.
Verfahren zum Betrieb eines Stromerzeugungssystems mit einer Vielzahl von Strom erzeugenden Einrichtungen, wobei das Verfahren Folgendes umfasst: Erhalt einer Betriebsanweisung mit der Vorgabe einer Lastanforderungsfunktion und einer Emissionszuteilung des Stromerzeugungssystems; Bestimmung einer Zielfunktion des Stromerzeugungssystems, wobei die Zielfunktion einen Betriebszustand des Kraftwerks vorgibt als Funktion einer Vielzahl von Variablen einschließlich eines Last-Sollwerts und eines Schadstoffsteuerungs-Sollwerts von mindestens einer Einrichtung der Vielzahl von Strom erzeugenden Einrichtungen; und Bestimmung einer optimalen Lösung der Zielfunktion zur Erzeugung von Betriebs-Sollwerten für die Vielzahl von Strom erzeugenden Einrichtungen, die es dem Stromerzeugungssystem ermöglicht, die Lastanforderungsfunktion zu erfüllen, während die vom Stromerzeugungssystem erzeugten gesamten Emissionen unterhalb der Emissionszuteilung liegen.
Verfahren nach Anspruch 12, wobei die Zielfunktion Betriebskosten des Stromerzeugungssystems als Funktion von Kosten für die Emissionssteuerung eines Schadstoffs von einer Einrichtung der Vielzahl von Strom erzeugenden Einrichtungen liefert.
Verfahren nach Anspruch 13, wobei der Schadstoff mindestens eine der folgenden Substanzen ist: (1) Schwefeldioxid, (2) Kohlenstoffmonoxid, (3) Stickstoffoxid, (4) Quecksilber, (5) flüchtige organische Verbindungen (VOC) und (6) Treibhausgase.
Verfahren nach Anspruch 14, wobei die Kosten der Schadstoffsteuerung die Kosten eines FGD- oder SCR-Reagens einschließen.
Wirtschaftliches Analysesystem zur Optimierung des Betriebs eines Stromerzeugungssystems mit einer Vielzahl von Strom erzeugenden Einrichtungen, wobei das wirtschaftliche Analysesystem Folgendes umfasst: ein erstes Modul, das für die Speicherung einer Zielfunktion des Stromerzeugungssystems eingerichtet ist, wobei die Zielfunktion Betriebskosten des Stromerzeugungssystems liefert als Funktion einer Vielzahl von Variablen und wobei die Vielzahl von Variablen einen Last-Sollwert und einen Schadstoffsteuerungs-Sollwert von mindestens einer Einrichtung der Vielzahl von Strom erzeugenden Einrichtungen einschließt; ein zweites Modul, das für die Speicherung einer Vielzahl von betrieblichen Einschränkungen des Stromerzeugungssystems eingerichtet ist; und ein drittes Modul, das für den Erhalt einer optimalen Lösung für die Zielfunktion im Rahmen der Vielzahl betrieblicher Einschränkungen des Stromerzeugungssystems eingerichtet ist.
System nach Anspruch 16, wobei der Schadstoffsteuerungs-Sollwert ein gewünschtes Niveau eines von einer Einrichtung der Vielzahl von Strom erzeugenden Einrichtungen erzeugten Schadstoffs ist.
System nach Anspruch 16, wobei die Zielfunktion die Betriebskosten des Stromerzeugungssystems weiter als Funktion einer für eine Einrichtung der Vielzahl von Strom erzeugenden Einrichtungen verfügbaren Emissionsgutschrift liefert.
System nach Anspruch 16, wobei das Stromerzeugungssystem ein Stromverbund ist und die Vielzahl von Strom erzeugenden Einrichtungen eine Vielzahl von Kraftwerken einschließt.
System nach Anspruch 19, wobei die Vielzahl von Kraftwerken ein Kombikraftwerk einschließt.
System nach Anspruch 16, wobei mindestens ein Kraftwerk der Vielzahl von Kraftwerken ein Rauchgas-Entschwefelungssystem zur Reduzierung der Menge eines Schadstoffs einschließt.
System nach Anspruch 16, wobei mindestens ein Kraftwerk der Vielzahl von Kraftwerken ein System zur selektiven katalytischen Verringerung zur Reduzierung der Menge eines Schadstoffs einschließt.
System nach Anspruch 16, wobei das dritte Modul weiter für den Erhalt einer optimalen Lösung für die Zielfunktion unter Verwendung einer evolutionären Lösungsmethode eingerichtet ist.
System nach Anspruch 16, wobei das Stromerzeugungssystem ein Kraftwerk ist und die Vielzahl von Strom erzeugenden Einrichtungen eine Vielzahl von Stromgeneratoren einschließt.
Stromerzeugungssystem mit einer Vielzahl von Strom erzeugenden Einrichtungen; einem ersten Modul, das für den Erhalt einer Lastanforderung für die Vielzahl von Strom erzeugenden Einrichtungen eingerichtet ist; einem zweiten Modul, das für den Erhalt einer Emissionszuteilung für die Vielzahl von Strom erzeugenden Einrichtungen eingerichtet ist; einem dritten Modul, das für den Erhalt einer Zielfunktion für das Stromerzeugungssystem eingerichtet ist, wobei die Zielfunktion Betriebskosten des Stromerzeugungssystems liefert als Funktion einer Vielzahl von Variablen und wobei die Vielzahl von Variablen einen Last-Sollwert und einen Schadstoffsteuerungs-Sollwert von mindestens einer Einrichtung der Vielzahl von Strom erzeugenden Einrichtungen einschließt; einem vierten Modul, das für den Erhalt einer Vielzahl von betrieblichen Einschränkungen des Stromerzeugungssystems eingerichtet ist; und einem fünften Modul, das für den Erhalt einer optimalen Lösung für die Zielfunktion eingerichtet ist, sodass beim Betrieb der Strom erzeugenden Einrichtungen gemäß der optimalen Lösung die Vielzahl von Strom erzeugenden Einrichtungen die Lastanforderung erfüllt, wobei die gesamte Emissionsabgabe der Vielzahl von Strom erzeugenden Einrichtungen geringer als die Emissionszuteilung ist.
System nach Anspruch 25, wobei der Schadstoffsteuerungs-Sollwert ein gewünschtes Niveau eines von einer Einrichtung der Vielzahl von Strom erzeugenden Einrichtungen erzeugten Schadstoffs ist.
System nach Anspruch 25, wobei die Vielzahl von Strom erzeugenden Einrichtungen eine Vielzahl von Kraftwerken einschließt.
System nach Anspruch 27, wobei die Vielzahl von Kraftwerken ein Kombikraftwerk einschließt.