CN110048413A - 一种地区新能源发电的碳减排计算方法及系统 - Google Patents

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Abstract

本发明提供一种地区新能源发电的碳减排计算方法及系统，所述方法通过对不同行政地区的新能源发电区的总电量数据以及总有功功率数据归纳统计，计算出化石能源替代量、化石能源替代速率、碳减排量、碳减排速率，并将这些计算结果在电网GIS系统地图上可视化；所述碳减排计算系统包括系统一区、系统二区、正向隔离装置、防火墙、系统三区；系统三区包括网络连接的统计管理模块与电网地理信息模块；一区服务器连接正向隔离装置输入端，正向隔离装置输出端与二区服务器连接防火墙一端，防火墙另一端连接统计管理模块；统计管理模块包括碳减排统计单元，碳减排统计单元通过网络连接碳减排交易平台，对碳减排量进行有偿转让。

Description

一种地区新能源发电的碳减排计算方法及系统
技术领域
本发明涉及碳减排技术领域，具体涉及一种地区新能源发电的碳减排计算方法及系统。
背景技术
在践行低碳经济发展模式中，近年来我国大力推进新能源发电与碳排放交易市场的建立，取得了良好环境与经济效益，其中碳排放交易作为一种市场调节机制，是近年来的一个工作重点：2010年，我国正式提出实行碳排放交易制度；2011年11月确认了7个试点省市；2013年6月，国内首个碳排放权交易平台在深圳启动；2017年12月，正式印发《全国碳排放权交易市场建设方案(发电行业)》，标志着全国统一碳排放交易市场成立。截止2018年底，我国碳排放交易量累计接近8亿吨，碳排放交易额累计超过110亿元。
当前，新能源发电方式多种多样，如风机发电、集中式光伏、分布式光伏、核电等等，其新能源发电上网和消纳的方式也不尽相同。比如，风力发电的规模较大，主要通过集电线路上送到风电场低压母线，再经升压变压器通过并网线路并入电网；集中式光伏发电也是主要通过集电线路并于母线，再根据发电规模不同通过升压变压器、并网线路并网或直接通过并网线路并网；分布式光伏发电往往自发自用就地消纳。
目前新能源发电的电力调度普遍使用的系统为EMS(能量管理系统)、DMS (配电网管理系统)与OMS(电网调度运行管理系统)、智能抄表系统。EMS系统主要功能有：对于变电站设备的电量数据收集、能量管理、网络潮流分析，涉及：潮流计算、短路电流计算、状态估计和最优潮流等。DMS系统主要功能有：对于配电网设备站内开关、线路分段开关、联络开关、分界开关及环网柜开关的数据收集、能量管理、智能判断故障和隔离、遥控操作等。
通过EMS、DMS的上述功能，当前能够实现主网、配网电气设备的“五遥”，实时监测电网中电气设备的运行状态，电压、电流、有功功率、无功功率等数值，并能够对电网进行实时及离线潮流计算，DTS调度员事故仿真等功能。
电网OMS系统为管理电网的一种B/S架构下的ERP系统，即浏览器与服务器结构的电网调度综合办公平台。
智能抄表系统主要功能是对于终端计量电表上传数据进行汇总，从而进行电费管理、线损管理、电能质量分析等工作，主要适用于非并网的分布式光伏或分布式风力发电。
现有调度办公系统存在下述缺点：
截至目前，EMS系统仅能够从电气量方面对电力设备实施监控和运算，而DMS 系统则是面向配电网的类EMS系统，主要功能是配电线路的“三遥”功能，智能抄表系统主要是针对用户用电计量和统计。上述功能已逐步无法满足绿色能源发展的需求，无法获知对于传统能源替代与碳减排计算提供相关信息。
此外，专利号CN109142822A公开了一种带碳减排量计算的智能抄表系统系统，其主要特征在于：包括中央处理器、电量计量模块、碳减排量计算模块和通讯模块，所述通讯模块、电量计量模块、所述碳减排量计算模块分别与所述中央处理器连接，上述模块均设置在智能抄表系统端。
上述带碳减排量计算的智能抄表系统存在以下缺陷：
1.该智能抄表系统的碳减排量计算模块位于电表终端，这就需要对现有的电表系统进行大量更换，耗资巨大。
上述系统对于碳减排量的细节主要运用了两个公式，碳排放量计算公式：1kWh电量等价排放X g CO2；以及碳减排量统计公式：Z总＝∑Zn
其中Zn为单一电表碳减排量计算模块得到的碳减排量数值，n表示可再生能源发电装置的数量。
可以看出，该专利方案主要的实现载体是用户端的智能抄表系统；而终端智能抄表系统的碳减排量模块是通过终端电表召测电量通过简单的换算公式实现的。而根据电力系统现有设备看，大量的非该专利公开方案所述的普通智能抄表系统已经能够实现电能数据召测。另外，上述专利中的智能抄表系统更适合用于分布式新能源系统，如分布式光伏等，但该功能也完全可以通过在服务器端通过电量换算，实现上述功能。
2.大量的带碳减排量计算的智能抄表系统还可能出现漏统计或重复统计的问题，根据该专利方案，要实现准确的碳减排量统计，要求新能源终端必须全部配备该智能抄表系统才可以实现，如果存在新能源终端未配备智能抄表系统的情况，则会出现“漏网之鱼”，所得的结果必然是不完全的；另一方面，装设在集电线路侧、新能源设备终端侧(如风机、光伏发电单元等)，由于风机以及某些光伏发电单元是通过集电线路并网的，如果通过装设在不同层级的智能抄表系统模块进行召测，可能造成在对于新能源电量重复统计的情况；
3.缺乏有效的校验程序，如果某一智能电表终端碳减排量计算模块的计算系数被人为修改，除了通过人工的方法可能发现外，缺乏有效的措施检查出上述情况；
4.分布式新能源电源点分布广泛，上述专利涉及的智能抄表系统如果在实际工作中实施，由于数量庞大，无疑增大了日常工作的维护量，而数量庞大的换算模块，一旦维护不及时，造成损坏，就会出现与实际碳减排量之间的误差。盲目增加终端设备的赘余功能带来了更多的维护工作，上述专利方案在新能源大规模并网的背景下并不实用。
5.上述专利对应的系统并无对于标煤替代量的计算功能，仅有对碳减排量的计算功能，功能单一，后期由于受到终端模块的限制，难以进一步升级扩展。
发明内容
本发明所要解决的技术问题在于针对上述现有技术的不足，提供一种地区新能源发电的碳减排计算方法及系统，
本发明解决其技术问题所采取的技术方案是：
方案1，本发明供一种地区新能源发电的碳减排计算方法，所述的方法包括以下步骤：
步骤S1：在各新能源发电区的主站计算机系统设置GPS同步时钟单元，所述GPS同步时钟单元通过连接的GPS天线获取GPS卫星系统时钟源，所述GPS 同步时钟单元通过网络接口连接主站计算机系统网络，用于所述各发电区的时间同步和数据同步采样；
步骤S2：对于每个非并网的分布式新能源发电区，通过远程抄表系统，由所述非并网发电区主站计算机系统在预设同一时间间隔的各t时间点获取所述非并网发电区各个智能电表终端的数据，所述数据包括有功功率和电量；所述主站计算机系统将所述的每个时间点以及该时间点对应的各个智能电表终端的电量和有功功率数据存储到该发电区服务器中；所述非并网发电区服务器将存储数据上传至远程调控中心服务器；
步骤S3：对于每个通过并网线路并入电网的新能源发电区，该并网发电区通过电压互感器和电流互感器实时采集该并网发电区并网线路的一次电压和一次电流，所述电压互感器与电流互感器分别将采集的一次电压和一次电流通过线路传输至功率变送器，所述功率变送器将输出的有功功率信号通过线路传送至远程量测终端；
步骤S4：该并网发电区主站计算机系统按照步骤S2所述的t时间点将采集控制信号发送至远程量测终端，远程量测终端接收到采集控制信号，然后对功率变送器传输过来的输出信号进行采样、模数转换和抗干扰降噪编码处理，远程量测终端将处理后的信号通过第一调制解调器处理后传输至发信机；
步骤S5：发信机将接收的信号传输至收信机；收信机将接收的信号传输至主站计算机系统的第二调制解调器，第二调制解调器将处理后的信号经串并接口数据转换和译码处理传输到主站计算机系统的前置机，在前置机对信号进行刻度转换及初检测，并由前置机将处理后的信号传输至主站计算机系统中的主机，主机将接收到的信号即有功功率，以及该有功功率对应步骤S2所述的t时间点录入该并网发电区服务器；
步骤S6：主站计算机系统将该并网发电区服务器中记录的数据依次通过正向隔离装置与防火墙上传至远程调控中心服务器；
步骤S7：远程调控中心对各不同地区分布的所有新能源发电区上传的服务器存储数据按照其对应地区进行统计，并对该地区预设t1时间点与t2时间点之间的总电量进行计算，并将预设t1时间点与t2时间点之间该地区计算的总电量折算成标煤量和碳减排量；远程调控中心将折算的碳减排量发布至碳减排交易平台。
进一步地，所述步骤S2中远程抄表系统包括智能电表终端、用电管理终端、 CATV网络；所述用电管理终端的一端通过RS485总线连接若干智能电表终端，用于记录智能电表终端采集的数据，所述用电管理终端的另一端连接CATV网络，所述CATV网络连接步骤S2所述主站计算机系统，步骤S2所述非并网发电区中各用电管理终端通过CATV网络将记录的数据传输至该非并网发电区主站计算机系统。
进一步地，所述步骤S7中对各不同地区分布的所有新能源发电区上传的服务器存储数据按照其对应地区进行统计，所述统计包括对不同时间点对应的总有功功率进行计算，
对于各非并网的分布式新能源发电区，在所述发电区所述t时间点对各用电管理终端上传的对应智能电表终端采集电量数据累加求和，所述累加求和公式为：EDt＝∑∑Et，电量单位为MWh，公式中，∑表示累加求和公式，Et表示某一用电管理终端所记录的某一智能电表终端t时间点的电量数据，∑Et表示对所述某一用电管理终端上传的所有智能电表终端电量数据累加求和，∑∑Et表示所有用电管理终端记录的电量数据之和，即所述发电区在t时间点的总电量EDt；
所述统计还包括，在所述发电区所述t时间点对所有用电管理终端上传的有功功率数据累加求和，所述求和计算公式为：PDt＝∑∑Pt，功率单位为MW，公式中，Pt表示某一用电管理终端所记录的某一智能电表终端在t时间点的有功功率，∑Pt表示对所述某一用电管理终端上传的所有智能电表终端有功功率累加求和，∑∑Pt表示所有用电管理终端记录的有功功率之和，即所述发电区在t时间点的总有功功率PDt；
所述统计还包括，对所述t时间点所有通过并网线路并入电网的新能源发电区总有功功率以及总电量计算，总有功功率计算公式如下:
P并t＝k1∑P1t+k2∑P2t+k3∑P3t+...+kn∑Pnt，功率单位为MW，
上式中，n表示对应的第n种新能源发电方式，P1t、P2t、P3t、...、Pnt分别对应其中一种新能源发电方式下的某一发电区在所述t时间点的有功功率，∑P1t、∑P2t、∑P3t、...、∑Pnt分别对应所述新能源发电方式下的所有发电区在所述t时间点的有功功率之和，P并t表示所有通过并网线路并入电网的新能源发电区的总有功功率；k1、k2、k3、...、kn表示各个不同的并网新能源发电方式的统计系数，其值为1或0，1为纳入统计，0为不纳入统计；
进一步地，在所述t时间点，该地区新能源发电总有功功率为该地区所有非并网的分布式新能源发电区与所有通过并网线路并入电网的新能源发电区的总有功功率之和，公式如下：
P总t＝k0∑PDt+k1∑P1t+k2∑P2t+k3∑P3t+...+kn∑Pnt，功率单位为MW，上式中，P总t为该地区在所述t时间点新能源发电的总有功功率，k0为非并网新能源发电方式的统计系数，其值为1或0，1为纳入统计，0为不纳入统计；
此外，所述统计还包括在所述t时间点对该地区计算的总有功功率折算成标煤替代速率，该标煤替代速率公式为：
V总t＝a k0∑PDt+a k1∑P1t+a k2∑P2t+a k3∑P3t+...+a kn∑Pnt，标煤替代速率单位为吨/秒，上式中，a表示每产生一度电所需消耗标煤量的折算系数；
所述统计还包括对所述t时间点计算的总有功功率折算成碳减排速率，碳减排速率公式如下：
S总t＝z k0PDt+z k1∑P1t+z k2∑P2t+z k3∑P3t+...+z kn∑Pnt，碳减排速率单位为吨/秒，
上式中，z表示区域电网平均排放因子；S总t为碳减排速率，即t时间点新能源发电的有功功率等效成传统标煤燃烧发电的有功功率时，其对应的碳或二氧化碳排放的速率。
进一步地，所述步骤S7中对该地区预设t1时间点与t2时间点之间的总电量进行计算，具体包括：
计算该地区所有非并网的分布式新能源发电区的总电量，公式为:
E总1＝k0∑(EDt2-EDt1)，电量单位为MWh，
上式中，EDt2表示非并网新能源某一发电区在所述t2时间点的电量,EDt1表示该所述发电区在所述t1时间点的电量，EDt2-EDt1表示该所述发电区在预设t1 时间点与t2时间点之间的电量，∑(EDt2-EDt1)表示预设t1时间点与t2时间点之间所有非并网的分布式新能源发电区的总电量；
计算该地区所有通过并网线路并入电网的新能源发电区总电量，公式为：
电量单位为MWh，
上式中，E总2表示预设t1时间点与t2时间点之间所有通过并网线路并入电网的新能源发电区总电量，即通过预设t1时间点与t2时间点之间的功率拟合曲线进行积分计算，t1为积分下限，t2为积分上限；
进一步地，所述该地区预设t1时间点与t2时间点之间的总电量为所有非并网的分布式新能源发电区的总电量与所有通过并网线路并入电网的新能源发电区总电量之和，计算公式为：
电量单位为MWh，公式中，E总为所述该地区预设t1时间点与t2时间点之间的总电量；
进一步地，所述将预设t1时间点与t2时间点之间该地区计算的总电量折算成碳减排量，其碳减排量折算公式为：
碳减排量单位为吨，Q总即为折算的碳减排量。
进一步地，所述在预设t1时间点与t2时间点之间对所述该地区计算的总电量折算成标煤量，该标煤折算量公式如下：
上式中，M总为折算的标煤量，单位为吨。
进一步地，所述碳减排计算方法还包括标煤替代速率、碳减排速率、标煤折算量和碳减排折算量在电网GIS平台地图上的可视化显示，显示步骤包括：
步骤A：通过GPS定位单元对每个新能源发电区进行定位，远程调控中心获取每个新能源发电区的位置信息并记录在服务器中；
步骤B：所述位置信息分为三级，第一级为该发电区隶属的区或县级市，第二级为该发电区隶属的地级市，第三级为该发电区隶属的省或自治区或直辖市，其中，第一级位置用参数ri表示，第二级位置用参数cj表示，第三级位置用参数ps表示，每个新能源发电区均设有对应的位置参数ri、cj、ps，i、j、s分别表示对应隶属位置的标识；即不同的区或县级市其标识i不同，不同的地级市其标识j不同，不同的省或自治区或直辖市其标识s不同，i、j、s取自然数；
步骤C：对于所选显示地区，远程调控中心通过服务器获取每个新能源发电区有功功率与电量存储数据，选定标煤替代速率与碳减排速率的所述t时间点，选定对标煤折算量与碳减排量折算的所述预设t1时间点与t2时间点，
确定该地区所属第几级位置，若所选显示地区属于第一级位置，
按照所述标煤替代速率公式、碳减排速率公式、标煤折算量公式与碳减排量折算公式，统计出所选显示地区范围内的所有新能源发电区总的标煤替代速率V一级t、碳减排速率S一级t、折算标煤量M一级与折算碳减排量M一级；
若所选显示地区属于第二级位置，
统计出该第二级位置参数同一标识下包含的所有第一级位置的新能源发电区数据，计算出总的标煤替代速率∑V一级t、碳减排速率∑S一级t、折算标煤量∑M一级与折算碳减排量∑Q一级；
若所选显示地区属于第三级位置，
统计出该第三级位置参数同一标识下包含的所有第二级位置，统计第二级位置参数同一标识下包含的所有第一级位置的新能源发电区数据，计算出总的标煤替代速率∑∑V一级t、碳减排速率∑∑S一级t、折算标煤量∑∑M一级与折算碳减排量∑∑Q一级。
进一步地，所述发电区还通过电压互感器和电流互感器实时采集该发电区各发电单元的一次电压和一次电流，所述电压互感器与电流互感器分别将采集的一次电压和一次电流通过线路传输至功率变送器，所述功率变送器将输出信号通过线路传送至远程量测终端；主站计算机系统通过接收并处理远程量测终端的数据实现对各发电单元实时监测；对各发电区出现问题的发电单元以及对并网发电区出现问题的并网线路进行系统告警定位，所述系统告警定位具体包括：
情况一：对标注为新能源并网专线的线路或发电单元，在选取电量上送为正方向时，其断面出力Pi不应大于所述线路或发电单元的额定容量P额定，且由于无功功率的存在，对于所述线路或发电单元：Pi＜P额定；而当Pi≥P额定时，则所述线路或发电单元出现故障或是存在偷并情况，将引发系统告警定位；
情况二：对于制定发电限额的线路或发电单元，其断面出力不应高于发电限额，即Pi≤P限额＜P额定；而当Pi＞P限额时，则所述线路或发电单元出现故障或是存在突破限额情况，将引发系统告警定位；
情况三：对标注为光伏发电专线的线路，在夜间时段，不应有明显的上网出力，即含集中式和分布式光伏发电的夜间整体出力小于系统设定阈值，当在规定时间段超出系统设定的阈值，将引发系统告警定位；
情况四：对于标注为检修状态的线路或发电单元，不应有明显的上网出力，即出力小于系统设定阈值，当超出系统设定的阈值，将引发系统告警定位。
本发明方案1还提供了一种地区新能源发电的碳减排计算系统，所述系统包括系统一区、系统二区、正向隔离装置、防火墙、系统三区；
所述系统一区包括一区电网管理模块、一区服务器，所述一区电网管理模块连接一区服务器，所述一区电网管理模块还连接各个通过并网线路并入电网的新能源发电区主站计算机系统，用于对并网线路与并网发电区各发电单元的监测以及告警定位；
所述系统二区包括二区电网管理模块、二区服务器，所述二区电网管理模块连接二区服务器，所述二区电网管理模块还连接各个非并网的分布式新能源发电区主站计算机系统，用于对非并网的新能源发电区各发电单元的监测以及告警定位；
所述系统三区包括统计管理模块、电网地理信息模块，所述统计管理模块连接电网地理信息模块；
所述一区服务器连接正向隔离装置的输入端，所述正向隔离装置的输出端与所述二区服务器均连接所述防火墙的第一端，所述防火墙的第二端连接系统三区统计管理模块；
所述一区电网管理模块将其对应的所述新能源发电区的监测数据信息存储在一区服务器；所述二区电网管理模块将其对应的所述新能源发电区的监测数据信息存储在二区服务器；
所述一区服务器将存储的各个发电区的定位信息、有功功率数据以及各发电区中各个发电单元的状态信息依次通过所述正向隔离装置与防火墙传输到系统三区统计管理模块；所述二区服务器还将存储的各个发电区的定位信息、有功功率数据和电量数据以及各发电区中各个发电单元的状态信息通过所述防火墙传输到系统三区统计管理模块；
所述统计管理模块包括碳减排统计单元；所述碳减排统计单元对统计管理模块接收到的数据进行分类统计，即对不同地区内分布的所有新能源发电区的数据进行统计，该统计包括在各个t时间点的总有功功率、在该t时间点总有功功率折算成的碳减排速率以及在该t时间点总有功功率折算成的标煤替代速率；该统计还包括在所述预设的两个时间点t1与t2之间计算总电量，在所述预设的两个时间点之间计算总电量折算成的碳减排量以及在所述预设的两个时间点之间计算总电量折算成的标煤量；所述电网地理信息模块接收碳减排统计单元的统计数据，用于在电网地理图示上显示任意所选地区的碳减排速率、标煤替代速率、折算标煤量、折算碳减排量数据；所述碳减排统计单元还通过网络连接碳减排交易平台，通过碳减排交易平台对碳减排量进行有偿转让。
进一步地，所述统计管理模块还包括电网管理单元；所述电网管理单元连接碳减排统计单元，用于提取与监测接收的数据；所述防火墙第二端分别连接系统三区统计管理模块的电网管理单元与碳减排统计单元。
本发明还提供方案2，方案2与方案1相比，所述碳减排计算系统的统计管理模块除了包括电网管理单元外，还包括交换机；所述防火墙第二端连接交换机的一端，所述交换机的另一端分别连接碳减排统计单元、电网管理模块、电网地理信息模块。
本发明的有益效果是：
1、提升了对于地区新能源的电网调度管理水平，能够从现有的仅统计和计算电气量的基础上拓宽口径，提供电网级有效的标煤替代数量值及速率值与碳减排的数量值及速率值；
2、通过在计算过程中引入相关参数，实现了对于标煤折算量和碳减排量的准确计算；
3、相较于专利号CN109142822A的专利方案，优化了算法结构，不增加智能抄表终端设备额外维护的工作量，将终端模块运算转换到服务器端集成运算，既避免外界对电表终端碳减排量计算模块人为的更改，又取得良好的经济效益，结果准确。
4、具备校验功能，能够对出现问题的并网线路和发电单元进行系统告警定位。
5、能够对各不同地区新能源发电数据通过算法计算，并在电网GIS系统地图上进行标煤替代量、标煤替代速率、碳减排量、碳减排速率可视化显示。
附图说明
图1为本发明新能源发电区电气量获取示意图
图2为本发明标煤替代速率、碳减排速率、标煤折算量和碳减排折算量可视化步骤示意图
图3为本发明方案1的标煤替代速率、碳减排速率、标煤折算量和碳减排折算量可视化示例图
图4为本发明方案1的系统传输架构示意图
图5为本发明方案2的系统传输架构示意图
附图标记：
1、系统一区，11、通过并网线路并入电网的新能源发电区，12、一区电网管理模块，13、一区服务器，2、系统二区，21、非并网的分布式新能源发电区， 22、二区电网管理模块，23、二区服务器，3、系统三区，31、电网地理信息模块，32、统计管理模块，321、碳减排统计单元，322、电网管理模块，323、交换机，4、正向隔离装置，5、防火墙，6、碳减排交易平台
具体实施方式
为能清楚说明本方案的技术特点，下面通过具体实施方式，并结合其附图，对本发明进行详细阐述。下文的公开提供了许多不同的实施例或例子用来实现本发明的不同结构。为了简化本发明的公开，下文中对特定例子的部件和设置进行描述。此外，本发明可以在不同例子中重复参考数字和/或字母。这种重复是为了简化和清楚的目的，其本身不指示所讨论各种实施例和/或设置之间的关系。应当注意，在附图中所图示的部件不一定按比例绘制。本发明省略了对公知组件和处理技术及工艺的描述以避免不必要地限制本发明。
本发明实施例1提供一种地区新能源发电的碳减排计算方法及系统，
如图1所示，本发明提供的所述碳减排计算方法，包括以下步骤：
步骤S1：在各新能源发电区的主站计算机系统设置GPS同步时钟单元，所述GPS同步时钟单元通过连接的GPS天线获取GPS卫星系统时钟源，所述GPS 同步时钟单元通过网络接口连接主站计算机系统网络，用于所述各发电区的时间同步和数据同步采样；
具体的，本实施例GPS同步时钟单元采用SYN4505型标准同步时钟，作为电力系统建立时间尺度、实现时间统一同步的电子仪器；
步骤S2：对于每个非并网的分布式新能源发电区，通过远程抄表系统，由所述非并网发电区主站计算机系统在预设同一时间间隔的各t时间点获取所述非并网发电区各个智能电表终端的数据，所述数据包括有功功率和电量；所述主站计算机系统将所述的每个时间点以及该时间点对应的各个智能电表终端的电量和有功功率数据存储到该发电区服务器中；所述非并网发电区服务器将存储数据上传至远程调控中心服务器；
具体的，步骤S2中远程抄表系统包括智能电表终端、用电管理终端、CATV 网络；用电管理终端的一端通过RS485总线连接若干智能电表终端，用于记录智能电表终端采集的数据，智能管理终端的另一端连接CATV网络，CATV网络连接步骤S2所述主站计算机系统，步骤S2所述非并网发电区中各智能管理终端通过CATV网络将记录的数据传输至该非并网发电区主站计算机系统；
其中，本实施例用电管理终端采用集中器，集中器是智能抄表系统的数据集中单元，其主要功能为电表终端数据采集、数据存储、数据处理、及一些数据统计功能，同时也是连接主站系统的枢纽设备；目前的智能抄表系统采用的方式多种多样，通常集中器既可通过电力线载波直接接智能表终端，也可通过连接中间设备如采集器，并由采集器连接智能表终端；本实施例集中器型号为 DJGZ23-CL818C，该集中器可实时采集如电压、电量、有功功率、电能等参数数据，通常这些实时数据可通过公用电话线、GSM数据通讯方式、微波、中压载波 RS232、485总线或红外手持抄表器等方式上传到主站系统，本实施例采用CATV 网络，国内一般指广电有线电视系统，或者广电有线电视网络，该网络使用一条同轴电缆就可以做到双向多频道通信，由于有线电视网覆盖范围广，在各楼层都有接入位置，无需再考虑通信布线，只需将用电管理终端接入该CATV网络，即可将采集的数据传输到主站系统，同时比起受天气与使用时段影响的无线网络，CATV网络数据传输更稳定、实时性更强。
步骤S3：对于每个通过并网线路并入电网的新能源发电区，该并网发电区通过电压互感器和电流互感器实时采集该发电区并网线路的一次电压和一次电流，所述电压互感器与电流互感器分别将采集的一次电压和一次电流通过线路传输至功率变送器，所述功率变送器将输出信号通过线路传送至远程量测终端；
步骤S4：该并网发电区主站计算机系统按照步骤S2所述的t时间点将采集控制信号发送至远程量测终端，远程量测终端接收到采集控制信号，然后对功率变送器传输过来的输出信号进行采样、模数转换和抗干扰降噪编码处理，远程量测终端将处理后的信号通过第一调制解调器处理后传输至发信机；
具体的，我国电网系统中目前使用的远程量测终端主要为微机远动装置,其主要功能如下:一.收集收集现场如发电厂和变电站的量测量和状态量等数据, 接收主站命令,对现场设备进行控制；二.对采集数据的简单处理,如:采样、模数转换和抗干扰降噪编码；三.与主站通信:进行通信规约处理,将数据传送主站, 接收主站下达的数据。
步骤S5：发信机将接收的信号传输至收信机；收信机将接收的信号传输至主站计算机系统的第二调制解调器，第二调制解调器将处理后的信号经串并接口数据转换和译码处理传输到主站计算机系统的前置机，在前置机对信号进行刻度转换及初检测，并由前置机将处理后的信号传输至主站计算机系统中的主机，主机将接收到的信号即有功功率，以及该有功功率对应步骤S2所述的t时间点录入该并网发电区服务器；
需要知道的是，第一调制解调器把远程量测终端中经模数转换出的数字信号调制成可在网线、光纤或者无线进行传输的信号，由发信机将接收的调解信号传输至收信机，收信机将信号传输至第二调制解调器，第二解调器再把信号转换成计算机能接收的数字信号，实现远程量测终端与主站计算机系统的通信；所述前置机对信息进行刻度转换及初检测，其中刻度转换是将功率度量单位按照1MW＝103KW＝106W的比例，即按照1兆瓦＝103千瓦＝106瓦的比例，折算成兆瓦进行统计；以及根据需要对发电区中一些测量电能的仪表传输的数据按照 1MWh＝103KWh的比例，即按照1兆瓦时＝103度的比例，折算成兆瓦时进行统计；初检测内容是：
内容一、检测信号是否上传，如果出现信号未上传的情况，将触发主站计算机系统初检测告警，当信号恢复上传，则告警信号复归。
内容二、如果出现同一采集对象对应的信号采集点在同一时间点出现两个不同的数据源，则说明可能在站端的有重复统计或误接线的情况，将触发初检测告警，异常消失后，告警信号复归。
内容三、上述告警信号发出后，系统发出告警信号，但仍能够进行统计与计算，以确保系统能够使用，不因局部错误而导致系统关闭或崩溃。
步骤S6：主站计算机系统将该并网发电区服务器中记录的数据依次通过正向隔离装置与防火墙上传至远程调控中心服务器；
步骤S7：远程调控中心对各不同地区分布的所有新能源发电区上传的服务器存储数据按照其对应地区进行统计，并对该地区预设t1时间点与t2时间点之间的总电量进行计算，并将预设t1时间点与t2时间点之间该地区计算的总电量折算成标煤量和碳减排量；远程调控中心将折算的碳减排量发布至碳减排交易平台；
具体的，步骤S7中对各不同地区分布的所有新能源发电区上传的服务器存储数据按照其对应地区进行统计，所述统计包括对不同时间点对应的总有功功率进行计算，
对于各非并网的分布式新能源发电区，在所述非并网发电区所述t时间点对各用电管理终端上传的对应智能电表终端采集电量数据累加求和，所述累加求和公式为：EDt＝∑∑Et，电量单位为MWh，公式中，∑表示累加求和公式， Et表示某一用电管理终端所记录的某一智能电表终端t时间点的电量数据，∑Et表示对所述某一用电管理终端上传的所有智能电表终端电量数据累加求和，∑∑Et表示所有用电管理终端记录的电量数据之和，即所述发电区在t时间点的总电量EDt；
需要知道的是，Et为各个智能电表终端实际采集的电量数据，所述∑Et即为将某一用电管理终端所控制的各个智能电表终端采集的电量相加求和，依照此法对该发电区其余各用电管理终端进行电量求和操作，然后将每个集中器的求和结果累加：∑∑Et，最后得到该发电区在t时间点的总电量EDt；
需要知道的是，Pt为各个智能电表终端实际采集的有功功率数据，所述∑Pt即为将某一用电管理终端所控制的各个智能电表终端采集的有功功率相加求和，依照此法对该发电区其余各用电管理终端进行有功功率求和操作，然后将每个集中器的求和结果累加：∑∑Pt，最后得到该发电区在t时间点的总有功功率PDt；
进一步地，所述统计还包括在所述非并网发电区所述t时间点对所有用电管理终端上传的有功功率数据累加求和，所述求和计算公式为：PDt＝∑∑Pt，功率单位为MW，公式中，Pt表示某一用电管理终端所记录的某一智能电表终端在t时间点的有功功率，∑Pt表示对所述某一用电管理终端上传的所有智能电表终端有功功率累加求和，∑∑Pt表示所有用电管理终端记录的有功功率之和，即所述发电区在t时间点的总有功功率PDt；
进一步地，所述统计还包括对所述t时间点所有通过并网线路并入电网的新能源发电区总有功功率计算，总有功功率计算公式如下:
P并t＝k1∑P1t+k2∑P2t+k3∑P3t+...+kn∑Pnt，功率单位为MW，
上式中，n表示对应的第n种新能源发电方式，P1t、P2t、P3t、...、Pnt分别对应其中一种新能源发电方式下的某一发电区在所述t时间点的有功功率，∑P1t、∑P2t、∑P3t、...、∑Pnt分别对应所述新能源发电方式下的所有发电区在所述t时间点的有功功率之和，P并t表示所有通过并网线路并入电网的新能源发电区的总有功功率；k1、k2、k3、...、kn表示各个不同的并网新能源发电方式的统计系数，其值为1或0，1为纳入统计，0为不纳入统计；
进一步地，在所述t时间点，该地区新能源发电总有功功率为该地区所有非并网的分布式新能源发电区与所有通过并网线路并入电网的新能源发电区的总有功功率之和，公式如下：
P总t＝k0∑PDt+k1∑P1t+k2∑P2t+k3∑P3t+...+kn∑Pnt，功率单位为MW，上式中，P总t为该地区在所述t时间点新能源发电的总有功功率，k0为非并网新能源发电方式的统计系数，其值为1或0，1为纳入统计，0为不纳入统计；
此外，所述统计还包括在所述t时间点对该地区计算的总有功功率折算成标煤替代速率，该标煤替代速率公式为：
V总t＝a k0∑PDt+a k1∑P1t+a k2∑P2t+a k3∑P3t+...+a kn∑Pnt，标煤替代速率单位为吨/秒，上式中，a表示每产生一度电所需消耗标煤量的折算系数；
进一步地，所述统计还包括对所述t时间点计算的总有功功率折算成碳减排速率，碳减排速率公式如下：
S总t＝z k0PDt+z k1∑P1t+z k2∑P2t+z k3∑P3t+...+z kn∑Pnt，碳减排速率单位为吨/秒，
上式中，z表示区域电网平均排放因子；S总t为碳减排速率，即t时间点新能源发电的有功功率等效成传统标煤燃烧发电的有功功率时，其对应的碳或二氧化碳排放的速率。
进一步地，所述步骤S7中对该地区预设t1时间点与t2时间点之间的总电量进行计算，具体包括：
计算该地区所有非并网的分布式新能源发电区的总电量，公式为:
E总1＝k0∑(EDt2-EDt1)，电量单位为MWh，
上式中，EDt2表示非并网新能源某一发电区在所述t2时间点的电量,EDt1表示该所述发电区在所述t1时间点的电量，EDt2-EDt1表示该所述发电区在预设t1 时间点与t2时间点之间的电量，∑(EDt2-EDt1)表示预设t1时间点与t2时间点之间所有非并网的分布式新能源发电区的总电量；
计算该地区所有通过并网线路并入电网的新能源发电区总电量，公式为：
电量单位为MWh，
上式中，E总2表示预设t1时间点与t2时间点之间所有通过并网线路并入电网的新能源发电区总电量，即通过预设t1时间点与t2时间点之间的功率拟合曲线进行积分计算，t1为积分下限，t2为积分上限；
所述该地区预设t1时间点与t2时间点之间的总电量为所有非并网的分布式新能源发电区的总电量与所有通过并网线路并入电网的新能源发电区总电量之和，计算公式为：
电量单位为MWh，公式中，E总为所述该地区预设t1时间点与t2时间点之间的总电量；
进一步地，所述将预设t1时间点与t2时间点之间该地区计算的总电量折算成碳减排量，其碳减排量折算公式为：
碳减排量单位为吨，Q总即为折算的碳减排量。
进一步地，所述在预设t1时间点与t2时间点之间对所述该地区计算的总电量折算成标煤量，该标煤折算量公式如下：
上式中，M总为折算的标煤量，单位为吨。
如图2所示，所述碳减排计算方法还包括标煤替代速率、碳减排速率、标煤折算量和碳减排折算量在电网GIS平台地图上的可视化显示，显示步骤包括：
步骤A：通过GPS定位单元对每个新能源发电区进行定位，将位置信息发送至远程调控中心，远程调控中心获取每个新能源发电区的位置信息并记录在服务器中；
步骤B：所述位置信息分为三级，第一级为该发电区隶属的区或县级市，第二级为该发电区隶属的地级市，第三级为该发电区隶属的省或自治区或直辖市，其中，第一级位置用参数ri表示，第二级位置用参数cj表示，第三级位置用参数ps表示，每个新能源发电区均设有对应的位置参数ri、cj、ps，i、j、s分别表示对应隶属位置的标识；即不同的区或县级市其标识i不同，不同的地级市其标识j不同，不同的省或自治区或直辖市其标识s不同，i、j、s取自然数；
步骤C：对于所选显示地区，远程调控中心通过服务器获取每个新能源发电区有功功率与电量存储数据，选定标煤替代速率与碳减排速率的t时间点，选定标煤折算量与碳减排量折算的预设时间段，即预设t1时间点与t2时间点之间，
确定该地区所属第几级位置，若所选显示地区属于第一级位置，
按照所述标煤替代速率公式、碳减排速率公式、标煤折算量公式与碳减排量折算公式，统计出所选显示地区范围内的所有新能源发电区总的标煤替代速率V一级t、碳减排速率S一级t、折算标煤量M一级与折算碳减排量M一级；
若所选显示地区属于第二级位置，
统计出该第二级位置参数同一标识下包含的所有第一级位置的新能源发电区数据，计算出总的标煤替代速率∑V一级t、碳减排速率∑S一级t、折算标煤量∑M一级与折算碳减排量∑Q一级；
若所选显示地区属于第三级位置，
统计出该第三级位置参数同一标识下包含的所有第二级位置，统计第二级位置参数同一标识下包含的所有第一级位置的新能源发电区数据，计算出总的标煤替代速率∑∑V一级t、碳减排速率∑∑S一级t、折算标煤量∑∑M一级与折算碳减排量∑∑Q一级。
具体的，如图3所示，所选显示地区为A省，首先由调控中心服务器数获取各发电区主站的GPS地理定位与有功功率、电量数据，将定位信息分为三级， A省属于第三级位置，A省位置参数为p5,同一标识5包含的第二级位置为B市、 C市，B市位置参数为c2，C市位置参数为c6，c2同一标识2包含的第一级位置为B1区，B1区位置参数为r9；c6同一标识6包含的第一级位置为C1县、C2 县，C1县位置参数为r15、C2县位置参数为r17；
按照所述标煤替代速率公式、碳减排速率公式、标煤量折算公式与碳减排量折算公式，分别计算出第一级位置B1区、C1县与C2县的标煤替代速率VB1t、 VC1t、VC2t，碳减排速率SB1t、SC1t、SC2t，折算标煤量MB1、MC1、MC2，折算碳减排量QB1、QC1、QC2；
进一步地，计算第二级位置B市的标煤替代速率VB1t，碳减排速率SB1t，折算标煤量MB1，折算碳减排量QB1；
第二级位置C市标煤替代速率为：VC1t+VC2t，碳减排速率为：SC1t+SC2t，折算标煤量为：MC1+MC2，折算碳减排量为：QC1+QC2；
进一步，计算第三级位置A省的
标煤替代速率：VA＝VBt+VCt，
碳减排速率为：SA＝SBt+SCt，
折算标煤量为：MA＝MB+MC，
折算碳减排量为：QA＝QB+QC；
最后将A省的t时间点的标煤替代速率、碳减排速率以及预设时间点t1与 t2之间的标煤折算量和碳减排折算量发送至电网GIS平台，GIS平台在地图对A 省的计算结果可视化显示。
此外，所述发电区内各发电单元一侧还分别连接电压互感器与电流互感器，所述电压互感器、电流互感器的输出端连接功率变送器，所述功率变送器将输出信号传送至远程量测终端，主站计算机系统通过接收并处理远程量测终端的数据实现各发电单元实时监测；对于出现问题的并网电路以及各发电区出现问题的发电单元进行系统告警定位，所述系统告警定位具体包括：
情况一：对标注为新能源并网专线的线路或发电单元，在选取电量上送为正方向时，其断面出力不应大于所述线路或发电单元的额定容量，其中，并网线路的断面出力即为任一时间点该并网线路一侧测量的有功功率，发电单元的断面出力即为任一时间点该发电单元测量的有功功率，对应的功率数据可以直接从统计的服务器进行调取，由于无功功率的存在，对于所述线路或发电单元： Pi＜P额定，即实际发电功率小于额定功率；而当Pi≥P额定时，则所述线路或发电单元出现故障，或者是所述线路或发电单元存在偷并情况，由主站系统进行系统告警定位；
情况二：对于制定发电限额的线路或发电单元，其断面出力不应高于发电限额：即Pi≤P限额＜P额定；而当Pi＞P限额时，则所述线路或发电单元出现故障或是存在突破限额情况，将引发系统告警定位；
情况三：对标注为光伏发电专线的线路，在夜间时段，由于缺乏光照条件，不应有明显的上网出力，即含集中式和分布式光伏发电的夜间整体出力小于系统设定阈值，当在规定时间段超出系统设定的阈值，将引发系统告警定位；
情况四：对于标注为检修状态的线路或发电单元，不应有明显的上网出力，即出力小于系统设定阈值，当出力超出系统设定的阈值，将引发系统告警定位。
本发明实施例1还提供一种地区新能源发电的碳减排计算系统，
如图4所示，该系统包括系统一区1、系统二区2、正向隔离装置4、防火墙5、系统三区3；其中，
系统一区1包括一区电网管理模块12、一区服务器13，所述一区电网管理模块12连接一区服务器13，所述一区电网管理模块12连接各个通过并网线路并入电网的新能源发电区主站计算机系统，用于对并网线路与发电区各发电单元的监测以及告警定位；
系统二区2包括二区电网管理模块22、二区服务器23，所述二区电网管理模块22连接二区服务器23，所述二区电网管理模块22连接各个非并网的分布式新能源发电区主站计算机系统，用于对发电区各发电单元的监测以及告警定位；
系统三区3包括统计管理模块32、电网地理信息模块31，所述统计管理模块32连接电网地理信息模块31；
需要知道的是，系统一区对跨区数据传输的安全性要求很高，本实施例通过配备正向隔离装置与防火墙措施，来保障系统一区数据传输的安全；即一区服务器13连接正向隔离装置4的输入端，所述正向隔离装置4的输出端与所述二区服务器23均连接所述防火墙5的第一端，所述防火墙5的第二端连接系统三区3统计管理模块32；一区电网管理模块12将其对应的所述新能源发电区的监测数据信息存储在一区服务器13；所述二区电网管理模块22将其对应的所述新能源发电区的监测数据信息存储在二区服务器23；
所述一区服务器13将存储的各并网发电区的有功功率数据和电量数据以及各并网发电区中各个发电单元的状态信息依次通过所述正向隔离装置4与防火墙5传输到系统三区3统计管理模块32；所述二区服务器23还将存储的各非并网发电区的有功功率数据和电量数据以及各非并网发电区中各个发电单元的状态信息通过所述防火墙5传输到系统三区3统计管理模块32；
所述统计管理模块32包括碳减排统计单元；所述碳减排统计单元321对统计管理模块32接收到的数据进行分类统计，即对不同地区内分布的所有新能源发电区的数据进行统计，该统计包括在各个时间点的总有功功率、在该时间点总有功功率折算成的碳减排速率以及在该时间点总有功功率折算成标煤替代速率；该统计还包括在预设的两个时间点内的总电量，在预设的两个时间点内的总电量折算成的碳减排量以及在预设的两个时间点内的总电量折算成的标煤量；所述碳减排统计单元321还通过网络连接碳减排交易平台6，通过碳减排交易平台6对碳减排量进行有偿转让；所述电网地理信息模块31接收碳减排统计单元321的统计数据，优选的，电网地理信息模块采用GIS地理信息系统，GIS 系统接收碳减排统计单元321的统计数据，并在GIS系统地图上任意所选地区显示该地区的碳减排速率、标煤替代速率、折算标煤量以及折算碳减排量数据。
所述统计管理模块32还包括电网管理单元；所述电网管理单元连接碳减排统计单元321；所述防火墙5第二端分别连接系统三区3统计管理模块32的电网管理单元322与碳减排统计单元321。
优选的，电网管理单元322采用OMS电网调度运行管理系统，该系统用于获取系统一区与系统二区各新能源发电区的监测数据以及碳减排统计单元传输的统计数据，用于提取与监测获取的数据；
需要知道的是，电网管理单元322、电网地理信息模块31分别与碳减排统计单元321进行通信，而电网管理单元322与电网地理信息模块31之间无法通信，防止电网管理单元与电网地理信息模块之间互相干扰，有利于数据交互的安全性。
本发明实施例2提供一种地区新能源发电的碳减排计算系统，实施例2与实施例1相比，该碳减排计算系统的所述统计管理模块32除了包括电网管理单元322，还包括交换机323；
如图5所示，所述防火墙5第二端连接交换机323的一端，所述交换机323 的另一端分别连接碳减排统计单元321、电网管理单元322、电网地理信息模块 31；
需要知道的是，电网管理单元322、电网地理信息模块31与碳减排统计单元321可分别通过交换机323两两互相通信，增强了数据交互性。
最后应说明的是：以上只是本发明的优选实施方式，对于本技术领域的普通技术人员来说，在不脱离本发明原理的前提下，还可以做出若干改进和润饰，这些改进和润饰也被视为本发明的保护范围。

Claims (10)

1.一种地区新能源发电的碳减排计算方法，其特征在于，所述方法包括以下步骤：
步骤S1：在各新能源发电区的主站计算机系统设置GPS同步时钟单元，所述GPS同步时钟单元通过连接的GPS天线获取GPS卫星系统时钟源，所述GPS同步时钟单元通过网络接口连接主站计算机系统网络，用于所述各发电区的时间同步和数据同步采样；
步骤S2：对于每个非并网的分布式新能源发电区，通过远程抄表系统，由所述非并网发电区主站计算机系统在预设同一时间间隔的各t时间点获取所述非并网发电区各个智能电表终端的数据，所述数据包括有功功率和电量；所述主站计算机系统将所述的每个时间点以及该时间点对应的各个智能电表终端的电量和有功功率数据存储到该发电区服务器中；所述非并网发电区服务器将存储数据上传至远程调控中心服务器；
步骤S3：对于每个通过并网线路并入电网的新能源发电区，该并网发电区通过电压互感器和电流互感器实时采集该并网发电区并网线路的一次电压和一次电流，所述电压互感器与电流互感器分别将采集的一次电压和一次电流通过线路传输至功率变送器，所述功率变送器将输出的有功功率信号通过线路传送至远程量测终端；
步骤S4：该并网发电区主站计算机系统按照步骤S2所述的t时间点将采集控制信号发送至远程量测终端，远程量测终端接收到采集控制信号，然后对功率变送器传输过来的输出信号进行采样、模数转换和抗干扰降噪编码处理，远程量测终端将处理后的信号通过第一调制解调器处理后传输至发信机；
步骤S5：发信机将接收的信号传输至收信机；收信机将接收的信号传输至主站计算机系统的第二调制解调器，第二调制解调器将处理后的信号经串并接口数据转换和译码处理传输到主站计算机系统的前置机，在前置机对信号进行刻度转换及初检测，并由前置机将处理后的信号传输至主站计算机系统中的主机，主机将接收到的信号即有功功率，以及该有功功率对应步骤S2所述的t时间点录入该并网发电区服务器；
步骤S6：主站计算机系统将该并网发电区服务器中记录的数据依次通过正向隔离装置与防火墙上传至远程调控中心服务器；
步骤S7：远程调控中心对各不同地区分布的所有新能源发电区上传的服务器存储数据按照其对应地区进行统计，并对该地区预设t1时间点与t2时间点之间的总电量进行计算，并将预设t1时间点与t2时间点之间该地区计算的总电量折算成标煤量和碳减排量；远程调控中心将折算的碳减排量发布至碳减排交易平台。
2.根据权利要求1所述的一种地区新能源发电的碳减排计算方法，其特征在于，所述步骤S2中远程抄表系统包括智能电表终端、用电管理终端、CATV网络；所述用电管理终端的一端通过RS485总线连接若干智能电表终端，用于记录智能电表终端采集的数据，所述用电管理终端的另一端连接CATV网络，所述CATV网络连接步骤S2所述主站计算机系统，步骤S2所述非并网发电区中各用电管理终端通过CATV网络将记录的数据传输至该非并网发电区主站计算机系统。
3.根据权利要求2所述的一种地区新能源发电的碳减排计算方法，其特征在于，所述步骤S7中对各不同地区分布的所有新能源发电区上传的服务器存储数据按照其对应地区进行统计，所述统计包括对不同时间点对应的总有功功率进行计算；
对于各非并网的分布式新能源发电区，在所述发电区所述t时间点对各用电管理终端上传的对应智能电表终端采集电量数据累加求和，所述累加求和公式为：EDt＝∑∑Et，电量单位为MWh，公式中，∑表示累加求和公式，Et表示某一用电管理终端所记录的某一智能电表终端t时间点的电量数据，∑Et表示对所述某一用电管理终端上传的所有智能电表终端电量数据累加求和，∑∑Et表示所有用电管理终端记录的电量数据之和，即所述发电区在t时间点的总电量EDt；
所述统计还包括，在所述发电区所述t时间点对所有用电管理终端上传的有功功率数据累加求和，所述求和计算公式为：PDt＝∑∑Pt，功率单位为MW，公式中，Pt表示某一用电管理终端所记录的某一智能电表终端在t时间点的有功功率，∑Pt表示对所述某一用电管理终端上传的所有智能电表终端有功功率累加求和，∑∑Pt表示所有用电管理终端记录的有功功率之和，即所述发电区在t时间点的总有功功率PDt；
所述统计还包括，对所述t时间点所有通过并网线路并入电网的新能源发电区总有功功率计算，总有功功率计算公式如下:
P并t＝k1∑P1t+k2∑P2t+k3∑P3t+...+kn∑Pnt，功率单位为MW，上式中，n表示对应的第n种新能源发电方式，P1t、P2t、P3t、...、Pnt分别对应其中一种新能源发电方式下的某一发电区在所述t时间点的有功功率，∑P1t、∑P2t、∑P3t、...、∑Pnt分别对应所述新能源发电方式下的所有发电区在所述t时间点的有功功率之和，P并t表示所有通过并网线路并入电网的新能源发电区的总有功功率；k1、k2、k3、...、kn表示各个不同的并网新能源发电方式的统计系数，其值为1或0，1为纳入统计，0为不纳入统计；
在所述t时间点，该地区新能源发电总有功功率为该地区所有非并网的分布式新能源发电区与所有通过并网线路并入电网的新能源发电区的总有功功率之和，公式如下：
P总t＝k0∑PDt+k1∑P1t+k2∑P2t+k3∑P3t+...+kn∑Pnt，功率单位为MW，上式中，P总t为该地区在所述t时间点新能源发电的总有功功率，k0为非并网新能源发电方式的统计系数，其值为1或0，1为纳入统计，0为不纳入统计；
此外，所述统计还包括在所述t时间点对该地区计算的总有功功率折算成标煤替代速率，该标煤替代速率公式为：
V总t＝a k0∑PDt+a k1∑P1t+a k2∑P2t+a k3∑P3t+...+a kn∑Pnt，标煤替代速率单位为吨/秒，上式中，a表示每产生一度电所需消耗标煤量的折算系数；
所述统计还包括对所述t时间点计算的总有功功率折算成碳减排速率，碳减排速率公式如下：
S总t＝z k0PDt+z k1∑P1t+z k2∑P2t+z k3∑P3t+...+z kn∑Pnt，碳减排速率单位为吨/秒，
上式中，z表示区域电网平均排放因子；S总t为碳减排速率，即t时间点新能源发电的有功功率等效成传统标煤燃烧发电的有功功率时，其对应的碳或二氧化碳排放的速率。
4.根据权利要求3所述的一种地区新能源发电的碳减排计算方法，其特征在于，所述步骤S7中对该地区预设t1时间点与t2时间点之间的总电量进行计算，具体包括：
计算该地区所有非并网的分布式新能源发电区的总电量，公式为:
E总1＝k0∑(EDt2-EDt1)，电量单位为MWh，
上式中，EDt2表示非并网新能源某一发电区在所述t2时间点的电量,EDt1表示该所述发电区在所述t1时间点的电量，EDt2-EDt1表示该所述发电区在预设t1时间点与t2时间点之间的电量，∑(EDt2-EDt1)表示预设t1时间点与t2时间点之间所有非并网的分布式新能源发电区的总电量；
计算该地区所有通过并网线路并入电网的新能源发电区总电量，公式为：
电量单位为MWh，
上式中，E总2表示预设t1时间点与t2时间点之间所有通过并网线路并入电网的新能源发电区总电量，即通过预设t1时间点与t2时间点之间的功率拟合曲线进行积分计算，t1为积分下限，t2为积分上限；
所述该地区预设t1时间点与t2时间点之间的总电量为所有非并网的分布式新能源发电区的总电量与所有通过并网线路并入电网的新能源发电区总电量之和，计算公式为：
电量单位为MWh，公式中，E总为所述该地区预设t1时间点与t2时间点之间的总电量；
所述将预设t1时间点与t2时间点之间该地区计算的总电量折算成碳减排量，其碳减排量折算公式为：
碳减排量单位为吨，Q总即为折算的碳减排量。
5.根据权利要求4所述的一种地区新能源发电的碳减排计算方法，其特征在于，所述在预设t1时间点与t2时间点之间对所述该地区计算的总电量折算成标煤量，该标煤折算量公式如下：
上式中，M总为折算的标煤量，单位为吨。
6.根据权利要求5所述的一种地区新能源发电的碳减排计算方法，其特征在于，所述碳减排计算方法还包括标煤替代速率、碳减排速率、标煤折算量和碳减排折算量在电网GIS平台地图上的可视化显示，显示步骤包括：
步骤A：通过GPS定位单元对每个新能源发电区进行定位，远程调控中心获取每个新能源发电区的位置信息并记录在服务器中；
步骤B：所述位置信息分为三级，第一级为该发电区隶属的区或县级市，第二级为该发电区隶属的地级市，第三级为该发电区隶属的省或自治区或直辖市，其中，第一级位置用参数ri表示，第二级位置用参数cj表示，第三级位置用参数ps表示，每个新能源发电区均设有对应的位置参数ri、cj、ps，i、j、s分别表示对应隶属位置的标识；即不同的区或县级市其标识i不同，不同的地级市其标识j不同，不同的省或自治区或直辖市其标识s不同，i、j、s取自然数；
步骤C：对于所选显示地区，远程调控中心通过服务器获取每个新能源发电区有功功率与电量存储数据，选定标煤替代速率与碳减排速率的所述t时间点，选定对标煤折算量与碳减排量折算的所述预设t1时间点与t2时间点，
确定该地区所属第几级位置，若所选显示地区属于第一级位置，
按照所述标煤替代速率公式、碳减排速率公式、标煤折算量公式与碳减排量折算公式，统计出所选显示地区范围内的所有新能源发电区总的标煤替代速率V一级t、碳减排速率S一级t、折算标煤量M一级与折算碳减排量M一级；
若所选显示地区属于第二级位置，
统计出该第二级位置参数同一标识下包含的所有第一级位置的新能源发电区数据，计算出总的标煤替代速率∑V一级t、碳减排速率∑S一级t、折算标煤量∑M一级与折算碳减排量∑Q一级；
若所选显示地区属于第三级位置，
统计出该第三级位置参数同一标识下包含的所有第二级位置，统计第二级位置参数同一标识下包含的所有第一级位置的新能源发电区数据，计算出总的标煤替代速率∑∑V一级t、碳减排速率∑∑S一级t、折算标煤量∑∑M一级与折算碳减排量∑∑Q一级。
7.根据权利要求1所述的一种地区新能源发电的碳减排计算方法，其特征在于，所述发电区还通过电压互感器和电流互感器实时采集该发电区各发电单元的一次电压和一次电流，所述电压互感器与电流互感器分别将采集的一次电压和一次电流通过线路传输至功率变送器，所述功率变送器将输出信号通过线路传送至远程量测终端；主站计算机系统通过接收并处理远程量测终端的数据实现对各发电单元实时监测；对各发电区出现问题的发电单元以及对并网发电区出现问题的并网线路进行系统告警定位，所述系统告警定位具体包括：
情况一：对标注为新能源并网专线的线路或发电单元，在选取电量上送为正方向时，其断面出力Pi不应大于所述线路或发电单元的额定容量P额定，且由于无功功率的存在，对于所述线路或发电单元：Pi＜P额定；而当Pi≥P额定时，则所述线路或发电单元出现故障或是存在偷并情况，将引发系统告警定位；
情况二：对于制定发电限额的线路或发电单元，其断面出力不应高于发电限额，即Pi≤P限额＜P额定；而当Pi＞P限额时，则所述线路或发电单元出现故障或是存在突破限额情况，将引发系统告警定位；
情况三：对标注为光伏发电专线的线路，在夜间时段，不应有明显的上网出力，即含集中式和分布式光伏发电的夜间整体出力小于系统设定阈值，当在规定时间段超出系统设定的阈值，将引发系统告警定位；
情况四：对于标注为检修状态的线路或发电单元，不应有明显的上网出力，即出力小于系统设定阈值，当超出系统设定的阈值，将引发系统告警定位。
8.一种基于权利要求1至7任一项所述方法的地区新能源发电的碳减排计算系统，其特征在于，所述系统包括系统一区、系统二区、正向隔离装置、防火墙、系统三区；
所述系统一区包括一区电网管理模块、一区服务器，所述一区电网管理模块连接一区服务器，所述一区电网管理模块还连接各个通过并网线路并入电网的新能源发电区主站计算机系统，用于对并网线路与并网发电区各发电单元的监测以及告警定位；
所述系统二区包括二区电网管理模块、二区服务器，所述二区电网管理模块连接二区服务器，所述二区电网管理模块还连接各个非并网的分布式新能源发电区主站计算机系统，用于对非并网的新能源发电区各发电单元的监测以及告警定位；
所述系统三区包括统计管理模块、电网地理信息模块，所述统计管理模块连接电网地理信息模块；
所述一区服务器连接正向隔离装置的输入端，所述正向隔离装置的输出端与所述二区服务器均连接所述防火墙的第一端，所述防火墙的第二端连接系统三区统计管理模块；
所述一区电网管理模块将其对应的所述新能源发电区的监测数据信息存储在一区服务器；所述二区电网管理模块将其对应的所述新能源发电区的监测数据信息存储在二区服务器；
所述一区服务器将存储的各个发电区的定位信息、有功功率数据以及各发电区中各个发电单元的状态信息依次通过所述正向隔离装置与防火墙传输到系统三区统计管理模块；所述二区服务器还将存储的各个发电区的定位信息、有功功率数据和电量数据以及各发电区中各个发电单元的状态信息通过所述防火墙传输到系统三区统计管理模块；
所述统计管理模块包括碳减排统计单元；所述碳减排统计单元对统计管理模块接收到的数据进行分类统计，即对不同地区内分布的所有新能源发电区的数据进行统计，该统计包括在各个t时间点的总有功功率、在该t时间点总有功功率折算成的碳减排速率以及在该t时间点总有功功率折算成的标煤替代速率；该统计还包括在所述预设的两个时间点t1与t2之间计算总电量，在所述预设的两个时间点之间计算总电量折算成的碳减排量以及在所述预设的两个时间点之间计算总电量折算成的标煤量；所述电网地理信息模块接收碳减排统计单元的统计数据，用于在电网地理图示上显示任意所选地区的碳减排速率、标煤替代速率、折算标煤量、折算碳减排量数据；所述碳减排统计单元还通过网络连接碳减排交易平台，通过碳减排交易平台对碳减排量进行有偿转让。
9.根据权利要求8所述的一种地区新能源发电的碳减排计算系统，其特征在于，所述统计管理模块还包括电网管理单元；所述电网管理单元连接碳减排统计单元，用于提取与监测接收的数据；所述防火墙第二端分别连接系统三区统计管理模块的电网管理单元与碳减排统计单元。
10.根据权利要求8所述的一种地区新能源发电的碳减排计算系统，其特征在于，所述统计管理模块还包括电网管理单元、交换机；所述防火墙第二端连接交换机的一端，所述交换机的另一端分别连接碳减排统计单元、电网管理模块、电网地理信息模块。
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