CN110648036A - 一种决定燃煤电厂的污染物排放量的方法和装置 - Google Patents
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Abstract
本发明实施例提供一种决定燃煤电厂的污染物排放量的方法和装置，涉及大气污染监测与控制领域，能够结合气象数据、地形数据和PM2.5的浓度情况确定燃煤电厂污染物的最优排放量。该方法包括：获取燃煤电厂的污染物排放参数、预设地区的气象数据和地形数据；根据污染物排放参数更新预存的污染物排放源清单；根据染物排放源清单、气象数据和地形数据依据大气化学传输模型计算预设地区的大气PM2.5浓度模拟值；判断大气PM2.5浓度模拟值是否大于预设浓度值；当确定大气PM2.5浓度模拟值大于预设浓度值时，根据预设规则更新污染物排放量；当确定大气PM2.5浓度模拟值小于等于预设浓度值时，输出污染物排放量。
Description
技术领域
本发明涉及大气污染监测与控制领域，尤其涉及一种决定燃煤电厂的污染物排放量的方法和装置。
背景技术
目前，中国宏观上采取的总量控制是目标总量控制，我国总量控制指标的分配基本上采用“自上而下”的模式，即国家根据各省(区)申报的实际排放量为基准经核实后作为基数，再经适当平衡调整将主要污染物排放总量目标分解到各省、自治区或直辖市，再由各省级环保局将控制目标分解落实到各地级市，然后再分解下达到各县、区及基层重点工业污染源。对于燃煤电厂，虽然从传统的污染物浓度控制转向总量控制，但在总量控制具体实施环节中，排放总量初始分配后，并没有实现对实际排放量的动态、计划性管理，导致电厂、地区非预期超排，给发电企业、相关政府部门实施污染物排放总量精确化控制带来了一定挑战。进一步的，虽然研究人员针对该问题又对排放总量进行了目标分解，分析燃煤机组的减排潜力，但其研究仍然集中在一次污染物，并未将一次污染物排放和大气中PM2.5浓度联系在一起，不能有效的通过控制污染物排放量来改善大气环境。
发明内容
本发明的实施例提供一种决定燃煤电厂的污染物排放量的方法和装置，能够结合气象数据、地形数据和大气中PM2.5的浓度情况确定燃煤电厂污染物的最优排放量，为燃煤电厂所属的发电企业以及燃煤电厂所在区域的政府部门的发电量内部调节需要提供数据支持。
为达到上述目的，本发明的实施例采用如下技术方案：
第一方面，提供一种决定燃煤电厂的污染物排放量的方法，包括：
获取预设地区中至少一个燃煤电厂的污染物排放参数；
获取预设地区的预设范围内的气象数据和地形数据；
根据污染物排放参数计算燃煤电厂的污染物排放量；
根据燃煤电厂的污染物排放量更新预存的预设地区的污染物排放源清单；
根据污染物排放源清单、气象数据和地形数据依据大气化学传输模型计算预设地区的大气PM2.5浓度模拟值；
判断大气PM2.5浓度模拟值是否大于预设浓度值；
当确定大气PM2.5浓度模拟值大于预设浓度值时，根据预设规则更新燃煤电厂的污染物排放量；
当确定大气PM2.5浓度模拟值小于等于预设浓度值时，输出燃煤电厂的污染物排放量。
可选的，获取预设地区中至少一个燃煤电厂的污染物排放参数之前还包括：
获取预设地区的大气PM2.5实际浓度值；
当确定大气PM2.5实际浓度值大于预设上限值时，获取预设地区中至少一个燃煤电厂的污染物排放参数。
可选的，判断大气PM2.5浓度模拟值是否大于预设浓度值之前该方法还包括：
判断大气PM2.5实际浓度值和大气PM2.5浓度模拟值的差值是否大于第一预设值；
当确定大气PM2.5实际浓度值和大气PM2.5浓度模拟值的差值大于第一预设值时，重新获取预设地区中至少一个燃煤电厂的污染物排放参数；
当确定大气PM2.5实际浓度值和大气PM2.5浓度模拟值的差值小于等于第一预设值时，判断大气PM2.5浓度模拟值是否大于预设浓度值。
可选的，根据预设规则更新燃煤电厂的污染物排放量包括：
从所有燃煤电厂中污染物排放量降低第二预设值的次数最少的燃煤电厂中随机选取至少一个燃煤电厂作为第一目标燃煤电厂，将第一目标燃煤电厂的污染物排放量降低第二预设值；第二预设值为根据第一目标燃煤电厂的污染物排放参数计算得到的第一目标燃煤电厂的污染物排放量的第一预设百分比。
可选的，该方法还包括：当确定大气PM2.5实际浓度值大于预设上限值时，生成报警指令并根据报警指令发送报警信息。
可选的，根据预设规则更新燃煤电厂的污染物排放量之后该方法还包括：
当确定燃煤电厂中存在第二目标燃煤电厂时，输出第二目标燃煤电厂的污染物排放量未进行当前更新时的值；第二目标燃煤电厂的污染物排放量在当前的更新值小于根据污染物排放参数计算得到的污染物排放量的第二预设百分比。
可选的，污染物排放参数至少包括：
颗粒物浓度、气态污染物浓度、烟气温度、烟气流速、烟气含氧量、烟气湿度和烟气压力。
可选的，第二预设百分比大于第一预设百分比。
可选的，报警信息至少为以下一种或多种：声音、光线、文字、图片。
第二方面，提供一种决定燃煤电厂的污染物排放量的装置，包括：数据处理单元、主控单元、输出单元和存储单元；
数据处理单元，用于获取预设地区中至少一个燃煤电厂的污染物排放参数；
数据处理单元还用于获取预设地区的气象数据和地形数据；
主控单元用于根据数据处理单元获取的污染物排放参数计算燃煤电厂的污染物排放量；
数据处理单元还用根据主控单元计算燃煤电厂的污染物排放量更新存储单元存储的预设地区的污染物排放源清单；
主控单元用于根据存储单元存储的污染物排放源清单、数据处理单元获取的气象数据和地形数据依据大气化学传输模型计算预设地区的大气PM2.5浓度模拟值；
主控单元用于判断大气PM2.5浓度模拟值是否大于预设浓度值；
当主控单元确定大气PM2.5浓度模拟值大于预设浓度值时，主控单元用于根据预设规则更新燃煤电厂的污染物排放量；
当主控单元确定PM2.5浓度模拟值小于等于预设浓度值时，输出单元用于输出燃煤电厂的污染物排放量。
可选的，数据处理单元还用于获取预设地区的大气PM2.5实际浓度值；
当主控单元确定数据处理单元获取的预设地区的大气PM2.5实际浓度值大于预设上限值时，数据处理单元用于获取预设地区中至少一个燃煤电厂的污染物排放参数。
可选的，主控单元还用于判断数据处理单元获取的大气PM2.5实际浓度值和主控单元计算的大气PM2.5浓度模拟值的差值是否大于第一预设值；
当主控单元确定大气PM2.5实际浓度值和大气PM2.5浓度模拟值的差值大于第一预设值时，数据处理单元用于重新获取预设地区中至少一个燃煤电厂的污染物排放参数；
当主控单元确定大气PM2.5实际浓度值和大气PM2.5浓度模拟值的差值小于等于第一预设值时，主控单元用于判断主控单元计算的大气PM2.5浓度模拟值是否大于预设浓度值。
可选的，主控单元具体用于：从所有燃煤电厂中污染物排放量降低第二预设值的次数最少的燃煤电厂中随机选取至少一个燃煤电厂作为第一目标燃煤电厂，将第一目标燃煤电厂的污染物排放量降低第二预设值；第二预设值为主控单元根据数据处理单元获取的第一目标燃煤电厂的污染物排放参数计算得到的第一目标燃煤电厂的污染物排放量的第一预设百分比。
可选的，该装置还包括报警单元；当主控单元确定数据处理单元获取的大气PM2.5实际浓度值大于预设上限值时，数据处理单元用于生成报警指令；
报警单元用于根据数据处理单元生成的报警指令发送报警信息。
可选的，主控单元还用于判断燃煤电厂中是否存在第二目标燃煤电厂，主控单元对第二目标燃煤电厂的污染物排放量在当前的更新值小于主控单元根据污染物排放参数计算得到的污染物排放量的第二预设百分比；
当主控单元确定燃煤电厂中存在第二目标燃煤电厂时，输出单元用于输出主控单元未对污染物排放量进行当前的更新时的值。
可选的，第二预设百分比大于第一预设百分比。
本发明实施例提供的决定燃煤电厂的污染物排放量的方法和装置，该方法包括：获取预设地区中至少一个燃煤电厂的污染物排放参数；获取预设地区的预设范围内的气象数据和地形数据；根据污染物排放参数计算燃煤电厂的污染物排放量；根据燃煤电厂的污染物排放量更新预存的预设地区的污染物排放源清单；根据污染物排放源清单、气象数据和地形数据依据大气化学传输模型计算预设地区的大气PM2.5浓度模拟值；判断大气PM2.5浓度模拟值是否大于预设浓度值；当确定大气PM2.5浓度模拟值大于预设浓度值时，根据预设规则更新燃煤电厂的污染物排放量；当确定大气PM2.5浓度模拟值小于等于预设浓度值时，输出燃煤电厂的污染物排放量。本发明实施例提供的决定燃煤电厂的污染物排放量的方法，首先通过获取燃煤电厂的污染物排放参数以及燃煤电厂所在地区(预设范围内)的气象数据和地形数据，在根据污染物排放参数计算得到该燃煤电厂的污染物排放量后更新预存的预设地区的污染物排放源清单，再结合气象数据和地形数据使用大气化学传输模型计算出预设地区的大气PM2.5浓度模拟值，当计算得出的大气PM2.5浓度模拟值超过预设浓度值时根据预设规则对污染物排放量更新调整后重新进入循环计算大气PM2.5浓度模拟值，当计算的出的大气PM2.5浓度模拟值小于等于预设浓度值时，说明此时调整后的污染物排放量已经是在当前预设的大气PM2.5浓度前提下的最优选择了，则输出该污染物排放量，而后电网便可以依据输出的预设地区中的燃煤电厂的污染物排放量来调整各个电厂的发电量，而各个燃煤电厂也可以依据输出的污染物排放量确定自身在发多少电的情况下对大气环境污染小，从而确定自身的发电策略。所以本发明实施例提供的技术方案能够结合气象数据、地形数据和大气中PM2.5的浓度情况确定燃煤电厂污染物的最优排放量，为燃煤电厂所属的发电企业以及燃煤电厂所在区域的政府部门的发电量内部调节需要提供数据支持。
附图说明
为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
图1为本发明实施例提供的一种决定燃煤电厂的污染物排放量的方法的流程示意图；
图2为本发明实施例提供的另一种决定燃煤电厂的污染物排放量的方法的流程示意图；
图3为本发明实施例提供的气象数据和所述地形数据依据气象研究与化学模式耦合模型计算得到的京津冀地区的PM2.5浓度分布图；
图4为本发明实施例提供的一种决定燃煤电厂的污染物排放量的装置结构示意图。
具体实施方式
下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。
需要说明的是，本发明实施例中，“示例性的”或者“例如”等词用于表示作例子、例证或说明。本发明实施例中被描述为“示例性的”或者“例如”的任何实施例或设计方案不应被解释为比其它实施例或设计方案更优选或更具优势。确切而言，使用“示例性的”或者“例如”等词旨在以具体方式呈现相关概念。
还需要说明的是，本发明实施例中，“的(英文：of)”，“相应的(英文：corresponding，relevant)”和“对应的(英文：corresponding)”有时可以混用，应当指出的是，在不强调其区别时，其所要表达的含义是一致的。
为了便于清楚描述本发明实施例的技术方案，在本发明的实施例中，采用了“第一”、“第二”等字样对功能和作用基本相同的相同项或相似项进行区分，本领域技术人员可以理解“第一”、“第二”等字样并不是在对数量和执行次序进行限定。
WRF-Chem(Weather Research and Forecasting model coupled to Chemistry，气象研究与化学模式耦合模型)是一种区域大气动力-化学耦合模型，其优点是将气象模式与化学传输模式在时间和空间分辨率上完全耦合，实现在线传输，该模型考虑了输送、干湿沉降、气相化学、气溶胶形成、辐射和光分解率、生物所产生的放射、气溶胶参数化和光解频率等过程。对我国空气污染物的化学反应、区域传输以及时空分布特性都能较好模拟。可以通过不断调整排放量大小，计算污染物浓度(本发明实施例中指PM2.5浓度)。
现阶段对于各燃煤电厂污染物排放量控制方面的研究仅仅集中在对燃煤发电厂一次污染物的研究上，没有将燃煤电厂的一次污染物排放和大气PM2.5浓度值结合起来考虑，使得电网和政府部门对各个燃煤电厂的发电量调整没有一个准确的参考标准。
针对上述问题，参照图1所示，本发明实施例提供一种决定燃煤电厂的污染物排放量的方法，包括：
101、获取预设地区中至少一个燃煤电厂的污染物排放参数。
具体的，本发明实施例中是通过CEMS(Continuous Emission MonitoringSystem，烟气在线检测系统)实时获取污染物排放参数的；
示例性的，污染物排放参数至少包括：颗粒物浓度、气态污染物浓度、烟气温度、烟气流速、烟气含氧量、烟气湿度和烟气压力；
实际中，颗粒物浓度一般是指碳氧化物或硫氧化物形成的颗粒，气态污染物一般指SO2、NOX(氮氧化物中的气态物质)等；
另外，预设地区可以是以下任一种：一个燃煤电厂一定范围内预设的区域、一个城市、一个省份等；示例性的，实际中在获取预设地区中燃煤电厂的污染物排放参数时会将所有的燃煤电厂都包括在内。
102、获取预设地区的气象数据和地形数据。
具体的，气象数据和地形数据均可以通过网络实时获取。
103、根据燃煤电厂的污染物排放参数计算燃煤电厂的污染物排放量。
104、根据燃煤电厂的污染物排放量更新预存的预设地区的污染物排放源清单。
具体的，初始的污染物排放源清单由环保局等权威机构编制及发布，其中包含一定区域内所有污染源的数据，包括但不限于燃煤电厂、汽车等的污染物排放数据，其可预存在本发明实施例提供的决定燃煤电厂的污染物排放量的方法对应的装置或系统中；例如京津冀及周边地区7省(区、市)(京津冀晋蒙鲁豫)大气污染物排放清单，涉及的污染物包括可吸入颗粒物(PM10)、细颗粒物(PM2.5)、二氧化硫(SO2)、氮氧化物(NOx)、挥发性有机物(VOCS)、氨(NH3)、一氧化碳(CO)7项。于本发明实施例中，可将初始的污染物排放源清单中的燃煤电厂相关数据更新为步骤103中所获得的燃煤电厂污染物排放量。
105、根据污染物排放源清单、气象数据和地形数据依据大气化学传输模型计算预设地区的大气PM2.5浓度模拟值。
需要说明的是，104步骤中的大气化学传输模型可以是WRF-Chem模型，也可以是GEOS-Chem(Goddard Earth Observing Systemmodel coupled to Chemistry，哥达德地球观测系统与化学耦合模型)模型，或其他现有的能够获得燃煤电厂污染物排放和预设地区大气中PM2.5浓度关系的模型。
106、判断大气PM2.5浓度模拟值是否大于预设浓度值。
当确定大气PM2.5浓度模拟值大于预设浓度值时，执行107；当确定大气PM2.5浓度模拟值小于等于预设浓度值时，执行108。
107、根据预设规则更新燃煤电厂的污染物排放量。
可选的，107步骤具体包括：从所有燃煤电厂中污染物排放量降低第二预设值的次数最少的燃煤电厂中随机选取至少一个燃煤电厂作为第一目标燃煤电厂(即依次选取燃煤电厂对其污染物排放量进行降低，所有燃煤电厂全都降低完一次后才会依次对所有燃煤电厂的污染物排放量做第二次降低)，将第一目标燃煤电厂的污染物排放量降低第二预设值；第二预设值为根据第一目标燃煤电厂的污染物排放参数计算得到的第一目标燃煤电厂的污染物排放量的第一预设百分比。
示例性的，实际中一般选取的第一预设百分比为百分之十，即每次更新后，更新后污染物排放量为更新前污染物排放量减去根据污染物排放参数计算得到的污染物排放量的百分之十后的值，例如最开始计算得出的污染物排放量为100，一次更新后为90，二次更新后为80，以此类推。
107步骤后执行104步骤。
108、输出燃煤电厂的污染物排放量。
示例性的，污染物排放量可以输给对应的燃煤电厂，可以输给环保部门也可以输给电力电网部门，具体根据实际而定，此处不做具体限制。
上述实施例提供的决定燃煤电厂的污染物排放量的方法，该方法包括：获取预设地区中至少一个燃煤电厂的污染物排放参数；获取预设地区的预设范围内的气象数据和地形数据；根据污染物排放参数计算燃煤电厂的污染物排放量；根据燃煤电厂的污染物排放量更新预存的预设地区的污染物排放源清单；根据污染物排放源清单、气象数据和地形数据依据大气化学传输模型计算预设地区的大气PM2.5浓度模拟值；判断大气PM2.5浓度模拟值是否大于预设浓度值；当确定大气PM2.5浓度模拟值大于预设浓度值时，根据预设规则更新燃煤电厂的污染物排放量；当确定大气PM2.5浓度模拟值小于等于预设浓度值时，输出燃煤电厂的污染物排放量。本发明实施例提供的决定燃煤电厂的污染物排放量的方法，首先通过获取燃煤电厂的污染物排放参数以及燃煤电厂所在地区(预设范围内)的气象数据和地形数据，在根据污染物排放参数计算得到该燃煤电厂的污染物排放量后更新预存的预设地区的污染物排放源清单，再结合气象数据和地形数据使用大气化学传输模型计算出预设地区的大气PM2.5浓度模拟值，当计算得出的大气PM2.5浓度模拟值超过预设浓度值时根据预设规则对污染物排放量更新调整后重新进入循环计算大气PM2.5浓度模拟值，当计算的出的大气PM2.5浓度模拟值小于等于预设浓度值时，说明此时调整后的污染物排放量已经是在当前预设的大气PM2.5浓度前提下的最优选择了，则输出该污染物排放量，而后电网便可以依据输出的预设地区中的燃煤电厂的污染物排放量来调整各个电厂的发电量，而各个燃煤电厂也可以依据输出的污染物排放量确定自身在发多少电的情况下对大气环境污染小，从而确定自身的发电策略。所以本发明实施例提供的技术方案能够结合气象数据、地形数据和大气中PM2.5的浓度情况确定燃煤电厂污染物的最优排放量，为燃煤电厂所属的发电企业以及燃煤电厂所在区域的政府部门的发电量内部调节需要提供数据支持。
参照图2所示，为了更清楚的说明本发明实施例提供的技术方案，本发明实施例还提供另一种决定燃煤电厂的污染物排放量的方法作为对上述实施例提供的方法的进一步补充，该方法包括：
201、获取预设地区的大气PM2.5实际浓度值。
示例性的，实际中大气PM2.5实际浓度值依据企业监控系统、公共监控系统和监控终端采集到的企业附近的大气环境信息、公共区域的大气环境信息和各个监控终端附近环境的大气环境信息统计得出。
202、判断大气PM2.5实际浓度值是否大于预设上限值。
当确定大气PM2.5实际浓度值大于预设上限值时，执行203和213；
示例性的，预设上限值是研究人员根据国家公布的标准和地区实际情况而定的，此处并不做具体限制。
因为实际中某些区域例如京津冀地区的大气PM2.5浓度比其他地区的大气PM2.5浓度一定会高一些，所以在确定哪些燃煤电厂的污染物排放量需要调整时需要挑选污染较严重的一些，所以存在202步骤。
203、获取预设地区中至少一个燃煤电厂的污染物排放参数。
203后执行204和214。
204、获取预设地区的气象数据和地形数据。
205、根据燃煤电厂的污染物排放参数计算燃煤电厂的污染物排放量。
206、根据燃煤电厂的污染物排放量更新预存的预设地区的污染物排放源清单。
207、根据污染物排放源清单、气象数据和地形数据依据大气化学传输模型计算预设地区的大气PM2.5浓度模拟值。
示例性的，大气化学传输模型可以是WRF-Chem模型，也可以是GEOS-Chem(GoddardEarth Observing System model coupled to Chemistry，哥达德地球观测系统与化学耦合模型)模型，或其他现有的能够获得燃煤电厂污染物排放和预设地区大气中PM2.5浓度关系的模型。
208、判断大气PM2.5实际浓度值和大气PM2.5浓度模拟值的差值是否大于第一预设值。
当确定大气PM2.5实际浓度值和大气PM2.5浓度模拟值的差值大于第一预设值时，执行203；当确定大气PM2.5实际浓度值和大气PM2.5浓度模拟值的差值小于等于第一预设值时，执行209；
因为为了能够使用气象研究与化学模式耦合模型研究出大气PM2.5浓度和污染物排放量的关系，所以实施例中使用大气PM2.5浓度模拟值，但大气PM2.5浓度模拟值毕竟是根据数据模拟出来的和实际直接检测得出的数值是存在一定差异的，得出模拟值后需要和实际值做个对比，在误差较小的情况下是可以使用的，如果误差较大，则需要重新计算模拟值以保证大气PM2.5浓度模拟值尽可能的体现真实的大气环境状况。
209、判断大气PM2.5浓度模拟值是否大于预设浓度值。
当确定大气PM2.5浓度模拟值大于预设浓度值时，执行210；当确定大气PM2.5浓度模拟值小于等于预设浓度值时，执行213；
210、从所有燃煤电厂中污染物排放量降低第二预设值的次数最少的燃煤电厂中随机选取至少一个燃煤电厂作为第一目标燃煤电厂，将第一目标燃煤电厂的污染物排放量降低第二预设值。
具体的，第二预设值为根据第一目标燃煤电厂的污染物排放参数计算得到的第一目标燃煤电厂的污染物排放量的第一预设百分比。
示例性的，第一预设百分比为10％。
211、判断燃煤电厂中是否存在第二目标燃煤电厂。
具体的，第二目标燃煤电厂的污染物排放量在当前的更新值小于根据污染物排放参数计算得到的污染物排放量的第二预设百分比；
当确定燃煤电厂中存在第二目标燃煤电厂时，执行212；当确定燃煤电厂中不存在第二目标燃煤电厂时，执行209；
因为实际中需要保证燃煤发电厂的发电量，而燃煤电厂的污染物的排放量和发电量直接挂钩，所以燃煤电厂的污染物排放量的降低也需要有一个下限即首次计算得到的燃煤电厂的污染物排放量的第二预设百分比，所以存在211步骤；示例性的，第二预设百分比为50％；
另外，需要说明的是，如果某个燃煤电厂因为其污染物排放量在当前的更新值已经低于首次计算的第二预设百分比时，它在未进行当前更新的污染物排放量会输出，而后如果预设地区的大气PM2.5浓度还不小于等于预设浓度值，则209和210步骤中在选取燃煤电厂更新时会排除“某个燃煤电厂”。
212、输出第二目标燃煤电厂的污染物排放量未进行当前一次更新时的值。
213、输出燃煤电厂的污染物排放量。
214、生成报警指令并根据报警指令发送报警信息。
示例性的，报警信息可以为以下一种或多种：声音、光线、文字、图片；
214步骤主要是为了提醒环保部门燃煤电厂区域的大气PM2.5浓度过高。
为了更清楚的说明本发明实施例提供的技术方案，下面以河北某燃煤电厂A电厂的情况进行说明：
(1)根据实际中PM2.5浓度监测系统(企业监测系统、公共监测系统和监测终端)获取A电厂一定范围内的区域中的PM2.5实际浓度值，得出A电厂一定范围内的区域中的PM2.5实际浓度值为155μg/m3，超过了该地区预设的上限值150μg/m3，确定可以进行后续步骤,同时生成报警指令并发出报警信息给环保部门。
A电厂年发电量为9500万千瓦时，通过CEMS获取其污染物排放参数计算得出其主要污染物SO2、NOX和粉尘的排放量如下表1：
表1
| 企业名称 | SO<sub>2</sub> | NOX | 粉尘 |
| A电厂 | 166.25t/a | 231.8t/a | 21.85t/a |
(2)根据上表1获取的然后结合A电厂附近的气象数据和地形数据，利用WRF-Chem得到A电厂一定范围内的区域中的PM2.5浓度模拟值，最终可以得到如图3所示的A电厂所在的京津冀地区的PM2.5分布图，可以看出在A电厂附近的PM2.5浓度已经达到了150μg/m3，需要对污染物排放量进行更新后进行计算，根据经验和环保部门要求，预设电厂附近区域的PM2.5浓度值应为120μg/m3，达到该浓度后即可停止迭代更新过程；
(3)在将污染物排放量更新为最开始得到的污染物排放量的60％时如下表2时，计算得出此时A电厂附近的PM2.5浓度已经降到120μg/m3以下了，所以此时将表2中的数据即为A电厂最优的污染物排放量，需要将其输出给电网或者A电厂的管理终端，同时污染物排放量和发电量也是直接相关的，所以在表2所示这种污染物排放情况的基础上，A电厂的年发电量也将变为原有的60％即5700千瓦时。
表2
| 企业名称 | SO<sub>2</sub> | NOX | 粉尘 |
| A电厂 | 99.75t/a | 139.08t/a | 13.11t/a |
实际中，电网系统在接收到各个电厂的最优污染物排放量后，可以根据各个电厂的最优排放量对各个电厂分配发电量，上述京津冀地区中A电厂少发的电量具体可以通过四个途径解决：
1、可通过提高超低排放燃煤电厂的发电量进行补足。取北京周边某超低排放电厂B为例，该厂年发电量为35000万千瓦时，年污染物排放量如表3所示：
表3
| 企业名称 | SO<sub>2</sub> | NOX | 粉尘 |
| B电厂 | 33.6t/a | 49.00t/a | 5.25t/a |
其整体排放量较少，A电厂少发的3800万千瓦时可分配给B电厂。
2、由天然气发电进行补足。取北京周边某天然气发电厂C为例，年发电量为32000万千瓦时，年污染物排放量如表4所示：
表4
| 企业名称 | SO<sub>2</sub> | NOX | 粉尘 |
| C电厂 | 19.84t/a | 30.40t/a | 0.64t/a |
增加该燃气电厂发电量对大气PM2.5环境影响较小，所以A电厂少发的3800万千瓦时可分配给C电厂。
3、可由对大气PM2.5浓度影响较小电厂发电。因为大气中PM2.5不仅受一次污染物浓度影响，气象条件、地理位置也影响其浓度。根据数据计算可以得到位于较为偏远的河北某D电厂对大气中PM2.5污染浓度较小。A电厂少发电量也可由D电厂进行补足。
4、由周边省市地区，如内蒙古进行输送，该途径可协助省际间雾霾治理协同控制。
综上可以得出，本发明实施例提供的决定燃煤电厂的污染物排放量的方法，因为该方法包括：获取预设地区中至少一个燃煤电厂的污染物排放参数；获取预设地区的预设范围内的气象数据和地形数据；根据污染物排放参数计算燃煤电厂的污染物排放量；根据燃煤电厂的污染物排放量更新预存的预设地区的污染物排放源清单；根据污染物排放源清单、气象数据和地形数据依据大气化学传输模型计算预设地区的大气PM2.5浓度模拟值；判断大气PM2.5浓度模拟值是否大于预设浓度值；当确定大气PM2.5浓度模拟值大于预设浓度值时，根据预设规则更新燃煤电厂的污染物排放量；当确定大气PM2.5浓度模拟值小于等于预设浓度值时，输出燃煤电厂的污染物排放量。所以本发明实施例提供的决定燃煤电厂的污染物排放量的方法，可以首先通过获取燃煤电厂的污染物排放参数以及燃煤电厂所在地区(预设范围内)的气象数据和地形数据，在根据污染物排放参数计算得到该燃煤电厂的污染物排放量后更新预存的预设地区的污染物排放源清单，再结合气象数据和地形数据使用大气化学传输模型计算出预设地区的大气PM2.5浓度模拟值，当计算得出的大气PM2.5浓度模拟值超过预设浓度值时根据预设规则对污染物排放量更新调整后重新进入循环计算大气PM2.5浓度模拟值，当计算的出的大气PM2.5浓度模拟值小于等于预设浓度值时，说明此时调整后的污染物排放量已经是在当前预设的大气PM2.5浓度前提下的最优选择了，则输出该污染物排放量，而后电网便可以依据输出的预设地区中的燃煤电厂的污染物排放量来调整各个电厂的发电量，而各个燃煤电厂也可以依据输出的污染物排放量确定自身在发多少电的情况下对大气环境污染小，从而确定自身的发电策略。所以本发明实施例提供的技术方案能够结合气象数据、地形数据和大气中PM2.5的浓度情况确定燃煤电厂污染物的最优排放量，帮助燃煤电厂调整发电计划和污染物排放控制方式，为燃煤电厂所属的发电企业以及燃煤电厂所在区域的政府部门的发电量内部调节需要提供数据支持。
参照图4所示，本发明实施例还提供一种决定燃煤电厂的污染物排放量的装置01，包括：数据处理单元41、主控单元42、输出单元43、存储单元44，
数据处理单元41，用于获取预设地区中至少一个燃煤电厂的污染物排放参数；
数据处理单元41还用于获取预设地区的气象数据和地形数据；
主控单元42用于根据数据处理单元41获取的污染物排放参数计算燃煤电厂的污染物排放量；
数据处理单元41还用根据主控单元42计算燃煤电厂的污染物排放量更新存储单元44存储的预设地区的污染物排放源清单；
主控单元42用于根据存储单元44存储的污染物排放源清单、数据处理单元41获取的气象数据和地形数据依据大气化学传输模型计算预设地区的大气PM2.5浓度模拟值；
主控单元42用于判断大气PM2.5浓度模拟值是否大于预设浓度值；
当主控单元42确定大气PM2.5浓度模拟值大于预设浓度值时，主控单元42用于根据预设规则更新燃煤电厂的污染物排放量；
当主控单元42确定PM2.5浓度模拟值小于等于预设浓度值时，输出单元43用于输出燃煤电厂的污染物排放量。
可选的，数据处理单元41还用于获取预设地区的大气PM2.5实际浓度值；
当主控单元42确定数据处理单元41获取的预设地区的大气PM2.5实际浓度值大于预设上限值时，数据处理单元41用于获取预设地区中至少一个燃煤电厂的污染物排放参数。
可选的，主控单元42还用于判断数据处理单元41获取的大气PM2.5实际浓度值和主控单元42计算的大气PM2.5浓度模拟值的差值是否大于第一预设值；
当主控单元42确定大气PM2.5实际浓度值和大气PM2.5浓度模拟值的差值大于第一预设值时，数据处理单元41用于重新获取预设地区中至少一个燃煤电厂的污染物排放参数；
当主控单元42确定大气PM2.5实际浓度值和大气PM2.5浓度模拟值的差值小于等于第一预设值时，主控单元42用于判断主控单元42计算的大气PM2.5浓度模拟值是否大于预设浓度值。
可选的，主控单元42具体用于：从所有燃煤电厂中污染物排放量降低第二预设值的次数最少的燃煤电厂中随机选取至少一个燃煤电厂作为第一目标燃煤电厂，将第一目标燃煤电厂的污染物排放量降低第二预设值；第二预设值为主控单元42根据数据处理单元41获取的第一目标燃煤电厂的污染物排放参数计算得到的第一目标燃煤电厂的污染物排放量的第一预设百分比。
可选的，该装置还包括报警单元45；当主控单元42确定数据处理单元41获取的大气PM2.5实际浓度值大于预设上限值时，数据处理单元41用于生成报警指令；
报警单元45用于根据数据处理单元41生成的报警指令发送报警信息。
可选的，主控单元42还用于判断燃煤电厂中是否存在第二目标燃煤电厂，主控单元42对第二目标燃煤电厂的污染物排放量在当前的更新值小于主控单元42根据污染物排放参数计算得到的污染物排放量的第二预设百分比；
当主控单元42确定燃煤电厂中存在第二目标燃煤电厂时，输出单元43用于输出主控单元42未对污染物排放量进行当前的更新时的值。
可选的，第二预设百分比大于第一预设百分比。
本发明实施例提供的决定燃煤电厂的污染物排放量的装置，因为该装置包括：数据处理单元，用于获取预设地区中至少一个燃煤电厂的污染物排放参数；数据处理单元还用于获取预设地区的气象数据和地形数据；主控单元用于根据数据处理单元获取的污染物排放参数计算燃煤电厂的污染物排放量；数据处理单元还用根据主控单元计算燃煤电厂的污染物排放量更新存储单元存储的预设地区的污染物排放源清单；主控单元用于根据存储单元存储的污染物排放源清单、数据处理单元获取的气象数据和地形数据依据大气化学传输模型计算预设地区的大气PM2.5浓度模拟值；主控单元用于判断大气PM2.5浓度模拟值是否大于预设浓度值；当主控单元确定大气PM2.5浓度模拟值大于预设浓度值时，主控单元用于根据预设规则更新燃煤电厂的污染物排放量；当主控单元确定PM2.5浓度模拟值小于等于预设浓度值时，输出单元用于输出燃煤电厂的污染物排放量。所以本发明实施例提供的技术方案在决定燃煤电厂的污染物排放量时，首先通过获取燃煤电厂的污染物排放参数以及燃煤电厂所在地区(预设范围内)的气象数据和地形数据，在根据污染物排放参数计算得到该燃煤电厂的污染物排放量后更新预存的预设地区的污染物排放源清单，再结合气象数据和地形数据使用大气化学传输模型计算出预设地区的大气PM2.5浓度模拟值，当计算得出的大气PM2.5浓度模拟值超过预设浓度值时根据预设规则对污染物排放量更新调整后重新进入循环计算大气PM2.5浓度模拟值，当计算的出的大气PM2.5浓度模拟值小于等于预设浓度值时，说明此时调整后的污染物排放量已经是在当前预设的大气PM2.5浓度前提下的最优选择了，则输出该污染物排放量，而后电网便可以依据输出的预设地区中的燃煤电厂的污染物排放量来调整各个电厂的发电量，而各个燃煤电厂也可以依据输出的污染物排放量确定自身在发多少电的情况下对大气环境污染小，从而确定自身的发电策略。所以本发明实施例提供的技术方案能够结合气象数据、地形数据和大气中PM2.5的浓度情况确定燃煤电厂污染物的最优排放量，帮助燃煤电厂调整发电计划和污染物排放控制方式，为燃煤电厂所属的发电企业以及燃煤电厂所在区域的政府部门的发电量内部调节需要提供数据支持。
结合本发明公开内容所描述的方法或者算法的步骤可以硬件的方式来实现，也可以是由处理器执行软件指令的方式来实现。本发明实施例还提供一种存储介质，该存储介质可以包括存储器，用于储存决定燃煤电厂的污染物排放量的装置所用的计算机软件指令，其包含执行决定燃煤电厂的污染物排放量的方法所设计的程序代码。具体的，软件指令可以由相应的软件模块组成，软件模块可以被存放于随机存取存储器(Random AccessMemory，RAM)、闪存、只读存储器(Read Only Memory，ROM)、可擦除可编程只读存储器(Erasable Programmable ROM，EPROM)、电可擦可编程只读存储器(Electrically EPROM，EEPROM)、寄存器、硬盘、移动硬盘、只读光盘(CD-ROM)或者本领域熟知的任何其它形式的存储介质中。一种示例性的存储介质耦合至处理器，从而使处理器能够从该存储介质读取信息，且可向该存储介质写入信息。当然，存储介质也可以是处理器的组成部分。处理器和存储介质可以位于ASIC中。另外，该ASIC可以位于核心网接口设备中。当然，处理器和存储介质也可以作为分立组件存在于核心网接口设备中。
本发明实施例还提供一种计算机程序，该计算机程序可直接加载到存储器中，并含有软件代码，该计算机程序经由计算机载入并执行后能够实现上述的决定燃煤电厂的污染物排放量的方法。
本领域技术人员应该可以意识到，在上述一个或多个示例中，本发明所描述的功能可以用硬件、软件、固件或它们的任意组合来实现。当使用软件实现时，可以将这些功能存储在计算机可读介质中或者作为计算机可读介质上的一个或多个指令或代码进行传输。计算机可读介质包括计算机存储介质和通信介质，其中通信介质包括便于从一个地方向另一个地方传送计算机程序的任何介质。存储介质可以是通用或专用计算机能够存取的任何可用介质。
以上所述，仅为本发明的具体实施方式，但本发明的保护范围并不局限于此，任何熟悉本技术领域的技术人员在本发明揭露的技术范围内，可轻易想到的变化或替换，都应涵盖在本发明的保护范围之内。因此，本发明的保护范围应以权利要求的保护范围为准。
Claims (16)
1.一种决定燃煤电厂的污染物排放量的方法，其特征在于，包括：
获取预设地区中至少一个燃煤电厂的污染物排放参数；
获取所述预设地区的气象数据和地形数据；
根据所述污染物排放参数计算所述燃煤电厂的污染物排放量；
根据所述燃煤电厂的污染物排放量更新预存的预设地区的污染物排放源清单；
根据所述污染物排放源清单、所述气象数据和所述地形数据依据大气化学传输模型计算所述预设地区的大气PM2.5浓度模拟值；
判断所述大气PM2.5浓度模拟值是否大于预设浓度值；
当确定所述大气PM2.5浓度模拟值大于所述预设浓度值时，根据预设规则更新所述燃煤电厂的污染物排放量；
当确定所述大气PM2.5浓度模拟值小于等于所述预设浓度值时，输出所述燃煤电厂的污染物排放量。
2.根据权利要求1所述的决定燃煤电厂的污染物排放量的方法，其特征在于，所述获取预设地区中至少一个燃煤电厂的污染物排放参数之前还包括：
获取所述预设地区的大气PM2.5实际浓度值；
当确定所述大气PM2.5实际浓度值大于预设上限值时，获取预设地区中至少一个燃煤电厂的污染物排放参数。
3.根据权利要求2所述的决定燃煤电厂的污染物排放量的方法，其特征在于，所述判断所述大气PM2.5浓度模拟值是否大于预设浓度值之前还包括：
判断所述大气PM2.5实际浓度值和所述大气PM2.5浓度模拟值的差值是否大于第一预设值；
当确定所述大气PM2.5实际浓度值和所述大气PM2.5浓度模拟值的差值大于第一预设值时，重新获取所述预设地区中至少一个燃煤电厂的污染物排放参数；
当确定所述大气PM2.5实际浓度值和所述大气PM2.5浓度模拟值的差值小于等于所述第一预设值时，判断所述大气PM2.5浓度模拟值是否大于预设浓度值。
4.根据权利要求1所述的决定燃煤电厂的污染物排放量的方法，其特征在于，所述根据预设规则更新所述燃煤电厂的污染物排放量包括：
从所有所述燃煤电厂中污染物排放量降低第二预设值的次数最少的燃煤电厂中随机选取至少一个燃煤电厂作为第一目标燃煤电厂，将所述第一目标燃煤电厂的污染物排放量降低第二预设值；所述第二预设值为根据所述第一目标燃煤电厂的污染物排放参数计算得到的所述第一目标燃煤电厂的污染物排放量的第一预设百分比。
5.根据权利要求2所述的决定燃煤电厂的污染物排放量的方法，其特征在于，还包括：
当确定所述大气PM2.5实际浓度值大于预设上限值时，生成报警指令并根据所述报警指令发送报警信息。
6.根据权利要求1所述的决定燃煤电厂的污染物排放量的方法，其特征在于，所述根据预设规则更新所述燃煤电厂的污染物排放量之后还包括：
当确定所述燃煤电厂中存在第二目标燃煤电厂时，输出所述第二目标燃煤电厂的污染物排放量未进行当前更新时的值；所述第二目标燃煤电厂的污染物排放量在当前的更新值小于根据所述污染物排放参数计算得到的污染物排放量的第二预设百分比。
7.根据权利要求1所述的决定燃煤电厂的污染物排放量的方法，其特征在于，所述污染物排放参数至少包括：
颗粒物浓度、气态污染物浓度、烟气温度、烟气流速、烟气含氧量、烟气湿度和烟气压力。
8.根据权利要求6所述的决定燃煤电厂的污染物排放量的方法，其特征在于，所述第二预设百分比大于所述第一预设百分比。
9.根据权利要求5所述的决定燃煤电厂的污染物排放量的方法，其特征在于，所述报警信息至少为以下一种或多种：声音、光线、文字、图片。
10.一种决定燃煤电厂的污染物排放量的装置，其特征在于，包括：数据处理单元、主控单元、输出单元和存储单元；
所述数据处理单元，用于获取预设地区中至少一个燃煤电厂的污染物排放参数；
所述数据处理单元还用于获取所述预设地区的气象数据和地形数据；
所述主控单元用于根据所述数据处理单元获取的所述污染物排放参数计算所述燃煤电厂的污染物排放量；
所述数据处理单元还用根据所述主控单元计算的所述燃煤电厂的污染物排放量更新所述存储单元存储的预设地区的污染物排放源清单；
所述主控单元用于根据所述存储单元存储的所述污染物排放源清单、所述数据处理单元获取的所述气象数据和所述地形数据依据大气化学传输模型计算所述预设地区的大气PM2.5浓度模拟值；
所述主控单元用于判断所述大气PM2.5浓度模拟值是否大于预设浓度值；
当所述主控单元确定所述大气PM2.5浓度模拟值大于所述预设浓度值时，所述主控单元用于根据预设规则更新所述燃煤电厂的污染物排放量；
当所述主控单元确定所述PM2.5浓度模拟值小于等于所述预设浓度值时，所述输出单元用于输出所述燃煤电厂的污染物排放量。
11.根据权利要求10所述的决定燃煤电厂的污染物排放量的装置，其特征在于，
所述数据处理单元还用于获取所述预设地区的大气PM2.5实际浓度值；
当所述主控单元确定所述数据处理单元获取的所述预设地区的大气PM2.5实际浓度值大于预设上限值时，所述数据处理单元用于获取预设地区中至少一个燃煤电厂的污染物排放参数。
12.根据权利要求11所述的决定燃煤电厂的污染物排放量的装置，其特征在于，
所述主控单元还用于判断所述数据处理单元获取的所述大气PM2.5实际浓度值和所述主控单元计算的所述大气PM2.5浓度模拟值的差值是否大于第一预设值；
当所述主控单元确定所述大气PM2.5实际浓度值和所述大气PM2.5浓度模拟值的差值大于第一预设值时，所述数据处理单元用于重新获取所述预设地区中至少一个燃煤电厂的污染物排放参数；
当所述主控单元确定所述大气PM2.5实际浓度值和所述大气PM2.5浓度模拟值的差值小于等于第一预设值时，所述主控单元用于判断所述主控单元计算的所述大气PM2.5浓度模拟值是否大于预设浓度值。
13.根据权利要求10所述的决定燃煤电厂的污染物排放量的装置，其特征在于，所述主控单元具体用于：
从所有所述燃煤电厂中污染物排放量降低第二预设值的次数最少的燃煤电厂中随机选取至少一个燃煤电厂作为第一目标燃煤电厂，将所述第一目标燃煤电厂的污染物排放量降低第二预设值；所述第二预设值为所述主控单元根据所述数据处理单元获取的所述第一目标燃煤电厂污染物排放参数计算得到的所述第一目标燃煤电厂污染物排放量的第一预设百分比。
14.根据权利要求11所述的决定燃煤电厂的污染物排放量的装置，其特征在于，还包括报警单元；
当所述主控单元确定所述数据处理单元获取的所述大气PM2.5实际浓度值大于预设上限值时，所述数据处理单元用于生成报警指令；
所述报警单元用于根据所述数据处理单元生成的报警指令发送报警信息。
15.根据权利要求10所述的决定燃煤电厂的污染物排放量的装置，其特征在于，
所述主控单元还用于判断所述燃煤电厂中是否存在第二目标燃煤电厂，所述主控单元对所述第二目标燃煤电厂的污染物排放量在当前的更新值小于所述主控单元根据所述污染物排放参数计算得到的污染物排放量的第二预设百分比；
当所述主控单元确定所述燃煤电厂中存在第二目标燃煤电厂时，所述输出单元用于输出所述主控单元未对所述污染物排放量进行当前的更新时的值。
16.根据权利要求15所述的决定燃煤电厂的污染物排放量的装置，其特征在于，所述第二预设百分比大于所述第一预设百分比。
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