基于不同灵活运行模式的燃烧后碳捕集电厂控制方法

技术领域

本发明属于电厂运行与控制技术领域，特别涉及燃烧后碳捕集电厂在不同灵活运行模 式下的设备协调控制方法和运行优化控制方法。

背景技术

碳捕集与封存技术(Carbon capture and storage，CCS)作为当前最受关注的低碳技术 之一，能够将CO₂从工业或相关能源的源分离出来，输送到一个安全的封存地点，并长期 与大气隔绝。通过在传统火力发电厂中引入CCS技术，可以对电厂所排放烟气中的CO₂进行分离和处理，从而规避其排入大气所引起的气候变化，实现化石燃料的可持续利用。 改造后的火力发电厂(称为“碳捕集电厂”)也由此成为具有低碳属性的新型电源类型， 并呈现出与常规火电厂迥异的运行特性与调控机制。可以预见，随着低碳理念的逐步深入、 低碳环境的逐步建立以及低碳技术的逐步成熟，碳捕集电厂将依托CCS技术的快速发展而 逐步取代传统火电厂，成为未来电源结构中一个新型而重要的组成部分，深入影响电力系 统的规划、建设、评估、运行、调度、控制等各个功能环节，并作为低碳电力技术的一个 重要分支，赋予未来电力行业全新的运行模式与发展机制。

根据CO₂的捕集流程和实现原理的不同，目前碳捕集电厂的碳捕集技术可分为燃烧后 碳捕集技术、燃烧前碳捕集技术、富氧燃烧技术等。其中，燃烧后碳捕集技术直接从电厂 燃烧后产生的烟气中进行CO₂的捕集和分离，适用范围广，对已有电厂继承性好，几乎不 影响上游发电设备的燃烧过程。从目前的技术成熟水平和发展现状来看，燃烧后碳捕集电 厂无论在理论研究还是工程实践中都占据着主流地位，也正是本发明的主要应用对象。

典型的采用化学吸收法的燃烧后碳捕集电厂的主要结构如图1所示，包括由锅炉21、 高压透平22、中压透平23、低压透平24和25、发电机26组成的蒸汽发电系统和由吸收 塔4、解析塔12、引风机2、烟气冷却器3、富液泵6、贫富液热交换器7、贫液泵8、冷 凝器9、水洗单元10、再沸器13、水泵15、气液分离罐16、冷凝器17及CO₂压缩机18 组成的碳捕集系统。其中，锅炉21、高压透平22、中压透平23、低压透平24和25、发 电机26依次相连；吸收塔4分别与烟气冷却器3、富液泵6、冷凝器9、水洗单元10相连； 引风机2与烟气冷却器3相连；贫液泵8与冷凝器9相连；贫富液热交换器7分别与富液 泵6、贫液泵8、再沸器13及解析塔12相连；解析塔12分别与贫富液热交换器7、再沸 器13、水泵15及冷凝器17相连；气液分离罐16分别与水泵15、冷凝器17及CO₂压缩 机18相连；再沸器13与中压透平23和低压透平24、25之间的蒸汽管道20相连。

燃烧后碳捕集系统工作流程为：从电厂蒸汽发电系统排出的烟气1经过烟气冷却器3 冷却后，从底部进入吸收塔4，吸收剂从塔顶部喷淋，在40-60℃的温度下与烟气逆流发生 吸收反应，CO₂在塔内被化学吸收剂所捕获。接着，烟气经过水洗单元10以回收被烟气带 出的吸收剂并保持塔内水的平衡，经过处理后的尾气11则直接从塔顶排出。而吸收塔4 底部的富含CO₂的吸收剂溶液(称之为“富液”)，经富液泵6和贫富液热交换器7送至解 析塔12进行解析使吸收剂再生。在解析过程中，通过再沸器13提供一定的热能升高富液 的温度(典型值为100-140℃)，使吸收反应逆向进行，从而实现CO₂的分离和吸收剂的再 生。再沸器13提供的热能占据了燃烧后碳捕集能耗(不含压缩能耗)的80％以上，主要 通过在蒸汽发电系统的中压透平23与低压透平24和25之间抽取一定量的蒸汽来获得所 需能量。再生后的吸收液(称之为“贫液”)则通过贫富液热交换器7和冷凝器9降低温 度，最终返回吸收塔4完成溶液的循环利用。

现有的燃烧后碳捕集电厂的控制方法大多仅针对碳捕集电厂的静态运行方式，即认为 电厂的碳捕集系统一直运行在与发电功率相匹配的额定状态之下，可调节量只有发电功 率，而碳捕集系统运行状态不可灵活调节。因而，现有的燃烧后碳捕集电厂控制方法与传 统火电厂的控制方法基本一致，而没有考虑燃烧后碳捕集电厂与常规火电厂的本质区别和 关键特征，没有考虑燃烧后碳捕集电厂自身的电碳关联机制和动态调控特性，也没有考虑 低碳环境等外部因素的影响和作用。而事实上，燃烧后碳捕集电厂具有灵活运行的潜力。 已有研究(Lucquiaud M，Chalmers H，Gibbins J.Potential for Flexible Operation of Pulverised  Coal Power Plants with CO₂ Capture[J].Energy Materials，2007，2(3)：175-180)叙述和论 证了燃烧后碳捕集电厂的灵活运行机制的潜力，但仍停留在定性分析阶段，没有形成基于 灵活运行模式的燃烧后碳捕集电厂的控制方法；本申请人在2010年6月11日申请的一项 中国发明专利(陈启鑫，康重庆，夏清.燃烧后碳捕集电厂的碳捕集系统及电碳协调的控 制方法.公开号101856590[P].2010-10-13)中考虑了燃烧后碳捕集电厂的灵活运行机制， 提出了一种电碳协调的运行控制方法，该方法采用等效发电功率、CO₂吸收速率和CO₂分 解速率作为控制变量，但是该方法仅针对于燃烧后碳捕集电厂的单独一种灵活运行模式， 而且其理论模型和控制方法不够系统和全面，比如缺乏对等效CO₂捕集效率的调节手段和 优化控制等。因此，需要一套更为系统和全面的基于燃烧后碳捕集电厂灵活运行机制的控 制方法，包括燃烧后碳捕集电厂在不同灵活运行模式下的设备协调控制和运行优化控制， 以实现对燃烧后碳捕集电厂的运行机制与调控性能的辨识和优化，并提升燃烧后碳捕集电 厂的运行效益。

发明内容

本发明的目的是克服现有的燃烧后碳捕集电厂的运行技术与控制方法的不足，提出基 于不同灵活运行模式的燃烧后碳捕集电厂控制方法，实现燃烧后碳捕集电厂的设备协调控 制和运行优化控制，并带来显著的效益提升空间。

本发明提出的基于第一种灵活运行模式的燃烧后碳捕集电厂控制方法，其特征在于， 包括对燃烧后碳捕集电厂的设备结构改造、设备协调控制和运行优化控制三部分：

1)燃烧后碳捕集电厂的设备结构改造，具体包括：

在常规燃烧后碳捕集电厂的碳捕集系统中的吸收塔底部与贫液泵出口之间以及吸收 塔底部与富液泵入口之间分别装设溶液支管道，并在两溶液支管道中分别装设一个富液分 流阀门，以控制从吸收塔底部出来的富液的流向和分流比例；同时，在再沸器与蒸汽发电 系统之间的蒸汽管道中以及低压透平入口处的蒸汽管道中分别装设一个速率调节阀门，使 得可以自由调节为再沸器供热所抽取的蒸汽的速率；此外，增大低压透平以及发电机的设 计容量，使该容量与蒸汽发电系统处于额定状态而碳捕集系统关闭时的工况相匹配；

2)燃烧后碳捕集电厂的设备协调控制，具体包括：

设置第一种灵活运行模式下燃烧后碳捕集电厂的设备控制变量，分别为等效发电功率 P_G、富液分流比λ_R和再沸器热功率因子其中，

等效发电功率P_G定义为发电机组净发电功率P_N、厂用电功率P_τ以及碳捕集等效能耗 P_CCS-EQ的总和；

富液分流比λ_R定义为进入解析塔的富液流率与从吸收塔出来的富液流率的比值；

再沸器热功率因子定义为实际再沸器热功率Q_REB与使得等效CO₂捕集效率α_CAP为基准值所需的再沸器热功率的比值；

该灵活运行模式下燃烧后碳捕集电厂的设备协调控制包括以下步骤：

2-1)通过调节等效发电功率P_G控制燃烧后碳捕集电厂整体运行指标的基准值：首先 确立各整体运行指标的基准值目标，据此确立等效发电功率P_G的目标值，然后控制蒸汽发 电系统的燃料投入速度使其与该目标值对应，并同步协调控制锅炉、汽轮机和发电机的工 况以与当前燃料投入速度匹配，从而实现通过调节等效发电功率P_G控制整体运行指标的基 准值；

2-2)通过调节富液分流比λ_R控制碳捕集系统的瞬时CO₂捕集速率E_CAP：通过调节富 液分流阀门使富液分流比λ_R在0-100％之间连续调节，同时同步调节蒸汽速率阀门控制抽 取蒸汽的速率使再沸器热功率因子从而实现对碳捕集系统的瞬时CO₂捕集速率 E_CAP的控制；

2-3)通过调节再沸器热功率因子控制等效CO₂捕集效率α_CAP：在完成等效发电 功率P_G和富液分流比λ_R的调节并使得再沸器热功率因子后，调节蒸汽速率阀门对 再沸器热功率因子再进行±10％范围内的微调，从而实现对碳捕集系统的等效CO₂捕 集效率α_CAP的控制，使其在基准值附近根据需求上下调节；

3)燃烧后碳捕集电厂的运行优化控制，具体包括以下步骤：

3-1)确立燃烧后碳捕集电厂运行优化模型在决策周期T内各个时段t的决策变量，分 别为等效发电功率P_G，t、富液分流比λ_R，t、再沸器热功率因子和启停控制变量I_t， t＝1，2...T；

其中启停控制变量I_t的取值为0或1，I_t＝0表示停机，I_t＝1表示开机；

3-2)确立燃烧后碳捕集电厂在决策周期T内各个时段的运行状态变量，建立运行状态 变量与决策变量的关联：

(I)CO₂捕集速率E_CAP，t，其表达式为

$E_{\mathrm{CAP},t}=\frac{{\lambda }_{R,t}·\overline{P_{G,t}}}{f_{\eta ,t}}·\frac{{\alpha }_{\mathrm{CAP},t}}{{\alpha }_{\mathrm{CAP}}^B}·E_{\mathrm{CAP}}^B$

其中，

为等效发电功率标幺值，表达式为为等效发电功率基准值；

f_η，t为等效发电效率因子，表达式为f_η，t＝η_t/η^B；η_t为等效发电效率，表达式为 η_t＝P_G，t/(q·F_t)；q为标准煤燃烧值；F_t为总发电煤耗；η^B为等效发电效率基准值；

α_CAP，t为等效CO₂捕集效率，表达式为为等效CO₂捕 集效率基准值；k_r为关系曲线在处的斜率；

为CO₂捕集速率基准值，表达式为为CO₂产生速率基准 值，表达式为为单位等效发电功率的CO₂产生速率基准值；

(II)CO₂净排放速率E_EMI，t，其表达式为

E_EMI，t＝E_GEN，t-E_CAP，t

其中，E_GEN，t为CO₂产生速率，表达式为

(III)碳捕集系统等效能耗P_CCS-EQ，t，其表达式为

P_CCS-EQ，t＝r_R·Q_REB，t+P_ELE，t+P_COM，t

其中，Q_REB，t为碳捕集系统消耗的再沸器热功率；P_ELE，t为碳捕集系统消耗的辅助电功 率；P_COM，t为碳捕集系统消耗的压缩电功率；Q_REB，t、P_ELE，t和P_COM，t的表达式为

$\left(\begin{array}{c}{Q}_{\mathrm{REB},t}=\frac{\overline{P_{G,t}}}{f_{\eta ,t}}·{\lambda }_{R,t}·\overline{Q_{\mathrm{REB},t}}·w_{\mathrm{REB}}·E_{\mathrm{CAP}}^B\\ P_{\mathrm{ELE},t}=\frac{\overline{P_{G,t}}}{f_{\eta ,t}}·{\lambda }_{R,t}·(w_{\mathrm{ELE}1}+w_{\mathrm{ELE}2})·E_{\mathrm{CAP}}^B\\ P_{\mathrm{COM},t}=\frac{\overline{P_{G,t}}}{f_{\eta ,t}}·\frac{{\alpha }_{\mathrm{CAP},t}}{{\alpha }_{\mathrm{CAP}}^B}·{\lambda }_{R,t}·w_{\mathrm{COM}}·E_{\mathrm{CAP}}^B\end{array}\right)$

其中，r_R为电力当量因子，为碳捕集系统消耗的再生热能用于电力生产的电力效率； w_REB为等效CO₂捕集效率为基准值时捕集单位CO₂所消耗的再沸器热功率；w_ELE1为 捕集单位CO₂所消耗的辅助电功率中与吸收速率成正比的部分；w_ELE2为捕集单位CO₂所 消耗的辅助电功率中与解析速率成正比的部分；w_COM为压缩单位CO₂所消耗的电功率；

(IV)净发电功率P_N，t，其表达式为

P_N，t＝P_G，t-P_τ，t-P_CCS-EQ，t

其中，P_τ，t为总厂用电功率，表达式为P_τ，t＝P_G，t·(τ₀+τ_C)；τ₀为蒸汽发电系统的厂用电 率；τ_C为碳捕集系统的初始固定能耗所等效的厂用电率；

3-3)构建燃烧后碳捕集电厂运行优化模型的目标函数，表达式如下：

max{R_EL+R_ER-C_E-C_STA+R_C-R_OTH}

其中，

R_EL＝q_L·S_PL，为燃烧后碳捕集电厂在决策周期T内获得的合约售电收益总和；q_L为燃 烧后碳捕集电厂在决策周期T内的合约电量总和；S_PL为等效合约电价；

为燃烧后碳捕集电厂在决策周期T内参与实时电力市场获 得的交易收益总和；P_L，t为根据合约在时段t的计划发电功率；S_GS，t为时段t的实时电价；

为燃烧后碳捕集电厂在决策周期T内的可变发电成本总和；c_EQ，t为 单位等效发电功率所对应的可变发电成本，表达式为c_FUE为燃料价格；F^B为总发电煤耗基准值；

为燃烧后碳捕集电厂在决策周期T内的启停费用总和；S_STA为发电机组的单次启停费用；

为燃烧后碳捕集电厂在决策周期T内的碳交易收益总和；E_L为燃烧后碳捕集电厂在决策周期T内的碳排放额度；S_C，t为时段t的碳价；

为燃烧后碳捕集电厂在决策周期T内的其他可变成本总和；c_OTH为捕集单位CO₂所需的其他可变成本总和；

3-4)确定决策变量的可行区间和运行状态变量的控制范围，进而确立燃烧后碳捕集电 厂运行优化模型的约束条件：

(I)等效发电功率P_G，t上下限约束，即

$I_t·P_{G,\min }\le P_{G,t}\le I_t·P_G^B$

其中，为等效发电功率基准值；P_G，min为等效发电功率最小值；

(II)等效发电功率P_G，t的调整速率约束，即

$\left(\begin{array}{c}{P}_{G,t+1}-P_{G,t}\le {\gamma }_U\\ P_{G,t}-P_{G,t+1}\le {\gamma }_D\end{array}\right)$

其中，γ_U、γ_D分别为等效发电功率P_G，t在一个时段内的增加量和减小量的最大值；

(III)机组最小启停时间约束，即

$\left(\begin{array}{c}{T}_{D,t}-(I_t-I_{t-1})·T_{D,\min }\ge 0\\ T_{U,t}-(I_{t-1}-I_t)·T_{U,\min }\ge 0\end{array}\right)$

其中，T_D，min、T_U，min分别发电机组的最小连续开机时间和最小连续停机时间；T_U，t、T_D，t分别为机组在时段t已经持续保持在开机和停机状态的时间，表达式为

$\left(\begin{array}{c}{T}_{U,t}=\underset{i=t-T_{U,\min }}{\overset{t-1}{\Sigma }}{I}_t\\ T_{D,t}=\underset{i=t-T_{D,\min }}{\overset{t-1}{\Sigma }}(1-I_t)\end{array}\right)$

(IV)富液分流比λ_R，t上下限约束，即

0≤λ_R，t≤1

(V)等效CO₂捕集效率α_CAP，t上下限约束，即

α_CAP，max≤α_CAP，t≤α_CAP，min

其中，α_CAP，max、α_CAP，min分别为等效CO₂捕集效率的最大值和最小值；

(VI)碳捕集系统的调整速率约束，即

$\left(\begin{array}{c}-\Delta Q_{\mathrm{REB},\min }\le Q_{\mathrm{REB},t+1}-Q_{\mathrm{REB},t}\le \Delta Q_{\mathrm{REB},\max }\\ -\Delta {\lambda }_{R,\min }\le {\lambda }_{R,t+1}-{\lambda }_{R,t}\le \Delta {\lambda }_{R,\max }\end{array}\right)$

其中，ΔQ_REB，max、ΔQ_REB，min分别为再沸器热功率Q_REB，t在一个时段内的增加量和减小量 的最大值；Δλ_R，max、Δλ_R，min分别为富液分流比λ_R，t在一个时段内的增加量和减小量的最大 值；

(VII)碳排放约束，即

$\frac{\underset{t=1}{\overset{T}{\Sigma }}{E}_{\mathrm{EMI},t}}{\underset{t=1}{\overset{T}{\Sigma }}{P}_{N,t}}\le e_{N,\max }$

其中，e_N，max为燃烧后碳捕集电厂在决策周期T内的平均净碳排放强度的最大允许值；

上述决策变量、目标函数以及约束条件构成了第一种灵活运行模式下燃烧后碳捕集电 厂的运行优化模型；

3-5)求解该运行优化模型，得到燃烧后碳捕集电厂在决策周期T内所有时段的决策变 量的最优值；

3-6)以各决策变量最优值作为调控目标值，按照所述燃烧后碳捕集电厂的设备协调控 制部分的步骤2-1)-2-3)，实时调节燃烧后碳捕集电厂的启停控制变量I_t、等效发电功率 P_G，t、富液分流比λ_R，t和再沸器热功率因子至目标值，以实施燃烧后碳捕集电厂的运 行优化控制；

3-7)根据当前时段的决策变量的目标值计算出燃烧后碳捕集电厂的各运行状态变量即 CO₂捕集速率E_CAP，t、CO₂净排放速率E_EMI，t、碳捕集系统等效能耗P_CCS-EQ，t和净发电功率P_N，t在当前时段的理论值，同时对燃烧后碳捕集电厂的实时运行状态进行监测，得到设备控制 变量P_G，t、λ_R，t和以及运行状态变量E_CAP，t、E_EMI，t、P_CCS-EQ，t和P_N，t在当前时段的实际值， 对比设备控制变量和运行状态变量的理论值与实际值，若偏差在允许范围内，则在下一个 时段按步骤3-5)得到的各决策变量最优值作为调控目标值，转步骤3-6)，实施燃烧后碳 捕集电厂的运行优化控制；若偏差超过允许范围，则以设备控制变量和运行状态变量在当 前时段的实际值作为运行优化模型的初始条件，以剩余时段作为决策周期重新求解运行优 化模型，将得到的新的各决策变量最优值作为下一时段的调控目标值，转步骤3-6)，实施 燃烧后碳捕集电厂的运行优化控制；

3-8)重复执行步骤3-7)，直至完成燃烧后碳捕集电厂在决策周期T内全部时段的运行 优化控制。

本发明提出的基于第二种灵活运行模式的燃烧后碳捕集电厂控制方法，其特征在于， 包括对燃烧后碳捕集电厂的设备结构改造、设备协调控制和运行优化控制三部分：

1)燃烧后碳捕集电厂的设备结构改造，具体包括：

在常规燃烧后碳捕集电厂的碳捕集系统的烟气入口处装设烟气直排通道，并在直排通 道入口处和引风机入口处分别装设烟气旁路阀，使得可以灵活控制直排烟气与进入碳捕集 系统的烟气的比例；其次，在富液泵入口侧装设富液存储器，并装设相应的富液存储器连 接管道和富液存储器控制阀门，在贫液泵出口侧装设贫液存储器，并装设相应的贫液存储 器连接管道和贫液存储器控制阀门，使得可以协调控制溶液在富液存储器和贫液存储器中 的流向和流速；同时，在再沸器与蒸汽发电系统之间的蒸汽管道中以及低压透平入口处的 蒸汽管道中分别装设速率调节阀门，使得可以自由调节为再沸器供热所抽取的蒸汽的速 率；此外，增大低压透平以及发电机的设计容量，使该容量与蒸汽发电系统处于额定状态 而碳捕集系统关闭时的工况相匹配；并增大贫富液热交换器、解析塔和CO₂压缩机的设计 容量，使该容量与蒸汽发电系统处于额定状态而碳捕集系统处于最高CO₂捕集速率状态时 的工况相匹配；

2)燃烧后碳捕集电厂的设备协调控制，具体包括：

设置第二种灵活运行模式下燃烧后碳捕集电厂的设备控制变量，分别为等效发电功率 P_G、烟气分流比λ_S和解析速率因子其中，

等效发电功率P_G定义为发电机组净发电功率P_N、厂用电功率P_τ以及碳捕集等效能耗 P_CCS-EQ的总和；

烟气分流比λ_S定义为进入碳捕集系统的烟气流率与蒸汽发电系统产生的烟气总流率 的比值；

解析速率因子定义为实际解析速率v_STR与将当前蒸汽发电系统产生的烟气全部通 入碳捕集系统且溶液存储器处于平衡状态时所对应的解析速率值的比值；

该灵活运行模式下燃烧后碳捕集电厂的设备协调控制包括以下步骤：

2-1)通过调节等效发电功率P_G控制燃烧后碳捕集电厂整体运行指标的基准值：首先 确立各整体运行指标的基准值目标，据此确立等效发电功率P_G的目标值，然后控制蒸汽发 电系统的燃料投入速度使其与该目标值对应，并同步协调控制锅炉、汽轮机和发电机的工 况以与当前燃料投入速度匹配，从而实现通过调节等效发电功率P_G控制整体运行指标的基 准值；

2-2)通过调节烟气分流比λ_S控制碳捕集系统的平均CO₂捕集速率E_CAP-AVA：根据需求 调节烟气旁路阀使烟气分流比λ_S在0-100％之间连续调节，从而实现对碳捕集系统的平均 CO₂捕集速率E_CAP-AVA的控制；

2-3)通过调节溶液存储器的状态控制碳捕集系统的瞬时CO₂捕集速率E_CAP：同步调 节富液存储器控制阀门和贫液存储器控制阀门，使碳捕集系统根据需求工作在存储平衡状 态、高瞬时CO₂捕集速率状态和低瞬时CO₂捕集速率状态这三种状态之一，从而实现对碳 捕集系统的瞬时CO₂捕集速率E_CAP的控制；

3)燃烧后碳捕集电厂的运行优化控制，具体包括以下步骤：

3-1)确立燃烧后碳捕集电厂运行优化模型在决策周期T内各个时段t的决策变量，分 别为等效发电功率P_G，t、烟气分流比λ_S，t、解析速率因子和启停控制变量I_t，t＝1，2...T；

3-2)确立燃烧后碳捕集电厂在决策周期T内各个时段的运行状态变量，建立运行状态 变量与决策变量的关联：

(I)CO₂捕集速率E_CAP，t，其表达式为

$E_{\mathrm{CAP},t}=\frac{\overline{v_{\mathrm{STR},t}}·\overline{P_{G,t}}}{f_{\eta ,t}}·E_{\mathrm{CAP}}^B$

其中，

为等效发电功率标幺值，表达式为为等效发电功率基准值；

f_η，t为等效发电效率因子，表达式为f_η，t＝η_t/η^B；η_t为等效发电效率，表达式为 η_t＝P_G，t/(q·F_t)；q为标准煤燃烧值；F_t为总发电煤耗；η^B为等效发电效率基准值；

为CO₂捕集速率基准值，表达式为为等效CO₂捕集效率 基准值；为CO₂产生速率基准值，表达式为为单位等效发电功率的 CO₂产生速率基准值；

(II)CO₂净排放速率E_EMI，t，其表达式为

E_EMI，t＝E_GEN，t-E_CAP，t

其中，E_GEN，t为CO₂产生速率，表达式为

(III)碳捕集系统等效能耗P_CCS-EQ，t，其表达式为

P_CCS-EQ，t＝r_R·Q_REB，t+P_ELE，t+P_COM，t

其中，Q_REB，t为碳捕集系统消耗的再沸器热功率；P_ELE，t为碳捕集系统消耗的辅助电功 率；P_COM，t为碳捕集系统消耗的压缩电功率；Q_REB，t、P_ELE，t和P_COM，t的表达式为

$\left(\begin{array}{c}{Q}_{\mathrm{REB},t}=\frac{\overline{P_{G,t}}}{f_{\eta ,t}}·\overline{v_{\mathrm{STR},t}}·w_{\mathrm{REB}}·E_{\mathrm{CAP}}^B\\ P_{\mathrm{ELE},t}=\frac{\overline{P_{G,t}}}{f_{\eta ,t}}·({\lambda }_{S,t}·w_{\mathrm{ELE}1}+\overline{v_{\mathrm{STR},t}}{·w}_{\mathrm{ELE}2})·E_{\mathrm{CAP}}^B\\ P_{\mathrm{COM},t}=\frac{\overline{P_{G,t}}}{f_{\eta ,t}}·\overline{v_{\mathrm{STR},t}}·w_{\mathrm{COM}}·E_{\mathrm{CAP}}^B\end{array}\right)$

其中，r_R为电力当量因子，为碳捕集系统消耗的再生热能用于电力生产的电力效率； w_REB为等效CO₂捕集效率为基准值时捕集单位CO₂所消耗的再沸器热功率；w_ELE1为 捕集单位CO₂所消耗的辅助电功率中与吸收速率成正比的部分；w_ELE2为捕集单位CO₂所 消耗的辅助电功率中与解析速率成正比的部分；w_COM为压缩单位CO₂所消耗的电功率；

(IV)净发电功率P_N，t，其表达式为

P_N，t＝P_G，t-P_τ，t-P_CCS-EQ，t

其中，P_τ，t为总厂用电功率，表达式为P_τ，t＝P_G，t·(τ₀+τ_C)；τ₀为蒸汽发电系统的厂用电 率；τ_C为碳捕集系统的初始固定能耗所等效的厂用电率；

(V)进入吸收塔4的贫液流率v_LEA，t和进入解析塔50的富液流率v_RIC，t，其表达式为

$\left(\begin{array}{c}{v}_{\mathrm{LEA},t}=\frac{\overline{P_{G,t}}·\overline{v_{\mathrm{STR},t}}}{f_{\eta ,t}}·v_{\mathrm{LEA}}^B\\ v_{\mathrm{RIC},t}=\frac{\overline{P_{G,t}}·{\lambda }_{S,t}}{f_{\eta ,t}}·v_{\mathrm{RIC}}^B\end{array}\right)$

其中，分别为进入吸收塔4的贫液流率基准值和进入解析塔50的富液流率 基准值；

(VI)贫液存储器45和富液存储器41的溶液储量V_L，t和V_R，t，其表达式为

$\left(\begin{array}{c}{V}_{L,t}=V_{L,0}+\underset{i=1}{\overset{t}{\Sigma }}(v_{\mathrm{RIC},i}-v_{\mathrm{LEA},i})\\ V_{R,t}=V_{R,0}+\underset{i=1}{\overset{t}{\Sigma }}(v_{\mathrm{LEA},i}-v_{\mathrm{RIC},i})\end{array}\right)$

其中，V_L，0、V_R，0分别为贫液存储器45和富液存储器41在决策周期T初始时刻的溶液 储量；

3-3)构建燃烧后碳捕集电厂运行优化模型的目标函数，表达式如下：

max{R_EL+R_ER-C_E-C_STA+R_C-R_OTH}

其中，

R_EL＝q_L·S_PL，为燃烧后碳捕集电厂在决策周期T内获得的合约售电收益总和；q_L为燃 烧后碳捕集电厂在决策周期T内的合约电量总和；S_PL为等效合约电价；

为燃烧后碳捕集电厂在决策周期T内参与实时电力市场获 得的交易收益总和；P_L，t为根据合约在时段t的计划发电功率；S_GS，t为时段t的实时电价；

为燃烧后碳捕集电厂在决策周期T内的可变发电成本总和；c_EQ，t为 单位等效发电功率所对应的可变发电成本，表达式为c_FUE为燃料价格；F^B为总发电煤耗基准值；

为燃烧后碳捕集电厂在决策周期T内的启停费用总和；S_STA 为发电机组的单次启停费用；

为燃烧后碳捕集电厂在决策周期T内的碳交易收益总和；E_L为燃烧后碳捕集电厂在决策周期T内的碳排放额度；S_C，t为时段t的碳价；

为燃烧后碳捕集电厂在决策周期T内的其他可变成本总和；c_OTH为捕集单位CO₂所需的其他可变成本总和；

3-4)确定决策变量的可行区间和运行状态变量的控制范围，进而确立燃烧后碳捕集电 厂运行优化模型的约束条件：

(I)等效发电功率P_G，t上下限约束，即

$I_t·P_{G,\min }\le P_{G,t}\le I_t·P_G^B$

其中，为等效发电功率基准值；P_G，min为等效发电功率最小值；

(II)等效发电功率P_G，t的调整速率约束，即

$\left(\begin{array}{c}{P}_{G,t+1}-P_{G,t}\le {\gamma }_U\\ P_{G,t}-P_{G,t+1}\le {\gamma }_D\end{array}\right)$

其中，γ_U、γ_D分别为等效发电功率P_G，t在一个时段内的增加量和减小量的最大值；

(III)机组最小启停时间约束，即

$\left(\begin{array}{c}{T}_{D,t}-(I_t-I_{t-1})·T_{D,\min }\ge 0\\ T_{U,t}-(I_{t-1}-I_t)·T_{U,\min }\ge 0\end{array}\right)$

其中，T_D，min、T_U，min分别发电机组的最小连续开机时间和最小连续停机时间；T_U，t、T_D，t分别为机组在时段t已经持续保持在开机和停机状态的时间，表达式为

$\left(\begin{array}{c}{T}_{U,t}=\underset{i=t-T_{U,\min }}{\overset{t-1}{\Sigma }}{I}_t\\ T_{D,t}=\underset{i=t-T_{D,\min }}{\overset{t-1}{\Sigma }}(1-I_t)\end{array}\right)$

(IV)烟气分流比λ_S，t上下限约束，即

0≤λ_S，t≤1

(V)解析速率因子上下限约束，即

$0\le \overline{v_{\mathrm{STR},t}}\le \overline{v_{\mathrm{STR},\max }}$

其中，为解析速率因子的最大值；

(VI)碳捕集系统的调整速率约束，即

$\left(\begin{array}{c}-\Delta {\lambda }_{S,\min }\le {\lambda }_{S,t+1}-{\lambda }_{S,t}\le \Delta {\lambda }_{S,\max }\\ -\Delta v_{\mathrm{STR},\min }\le v_{\mathrm{STR},t+1}-v_{\mathrm{STR},t}\le \Delta v_{\mathrm{STR},\max }\end{array}\right)$

其中，Δλ_S，max、Δλ_S，min分别为烟气分流比λ_S，t在一个时段内的增加量和减小量的最大 值；Δv_STR，max、Δv_STR，min分别为解析速率v_STR，t在一个时段内的增加量和减小量的最大值；

(VII)溶液存储器的容量约束，即

$\left(\begin{array}{c}0\le V_{L,t}\le V_{L,\max }\\ 0\le V_{R,t}\le V_{R,\max }\end{array}\right)$

其中V_L，max、V_R，max分别为贫液存储器45和富液存储器41的最大存储容量；

(VIII)维持溶液存储器在决策周期T的结束时刻与初始时刻的存储量相等所对应的 约束，即

$\underset{i=1}{\overset{T}{\Sigma }}{v}_{\mathrm{LEA},i}=\underset{i=1}{\overset{T}{\Sigma }}{v}_{\mathrm{RIC},i}$

(IX)碳排放约束，即

$\frac{\underset{t=1}{\overset{T}{\Sigma }}{E}_{\mathrm{EMI},t}}{\underset{t=1}{\overset{T}{\Sigma }}{P}_{N,t}}\le e_{N,\max }$

其中，e_N，max为燃烧后碳捕集电厂在决策周期T内的平均净碳排放强度的最大允许值；

上述决策变量、目标函数以及约束条件构成了第二种灵活运行模式下燃烧后碳捕集电 厂的运行优化模型；

3-5)求解该运行优化模型，得到燃烧后碳捕集电厂在决策周期T内所有时段的决策变 量的最优值；

3-6)以各决策变量最优值作为调控目标值，按照所述燃烧后碳捕集电厂的设备协调控 制部分的步骤2-1)-2-3)，实时调节燃烧后碳捕集电厂的启停控制变量I_t、等效发电功率 P_G，t、烟气分流比λ_S，t和解析速率因子至目标值，以实施燃烧后碳捕集电厂的运行优化 控制；

3-7)根据当前时段的决策变量的目标值计算出燃烧后碳捕集电厂的各运行状态变量即 CO₂捕集速率E_CAP，t、CO₂净排放速率E_EMI，t、碳捕集系统等效能耗P_CCS-EQ，t、净发电功率P_N，t、 贫液流率v_LEA，t和富液流率v_RIC，t、溶液存储器的溶液储量V_L，t和V_R，t在当前时段的理论值，同 时对燃烧后碳捕集电厂的实时运行状态进行监测，得到设备控制变量P_G，t、λ_S，t和以及 运行状态变量E_CAP，t、E_EMI，t、P_CCS-EQ，t、P_N，t、v_LEA，t、v_RIC，t、V_L，t和V_R，t在当前时段的实际值， 对比设备控制变量和运行状态变量的理论值与实际值，若偏差在允许范围内，则在下一个 时段按步骤3-5)得到的各决策变量最优值作为调控目标值，转步骤3-6)，实施燃烧后碳 捕集电厂的运行优化控制；若偏差超过允许范围，则以设备控制变量和运行状态变量在当 前时段的实际值作为运行优化模型的初始条件，以剩余时段作为决策周期重新求解运行优 化模型，将得到的新的各决策变量最优值作为下一时段的调控目标值，转步骤3-6)，实施 燃烧后碳捕集电厂的运行优化控制；

3-8)重复执行步骤3-7)，直至完成燃烧后碳捕集电厂在决策周期T内全部时段的运行 优化控制。

本发明的技术特点及有益效果：

本发明跳出了传统燃烧后碳捕集电厂基准运行工况和静态运行方式的束缚，建立了一 套基于燃烧后碳捕集电厂灵活运行模式的控制方法，包括燃烧后碳捕集电厂在不同灵活运 行模式下的设备协调控制和运行优化控制，充分考虑了燃烧后碳捕集电厂自身的电碳关联 机制和动态调控特性的内涵和意义，以及电力市场和低碳环境等外部因素的影响和作用， 从而使得该方法的实施具有显著的效果，并为燃烧后碳捕集电厂带来可观的效益提升空 间。在后文所给出的具体实施例中，在实施本发明所指出的两种灵活运行模式以及对应的 控制方法后，相对于非灵活运行模式，燃烧后碳捕集电厂的运行收益升幅分别达37.4％和 44.1％，显示出本发明的重要的现实意义和良好的应用前景。

附图说明

图1为典型的基于化学吸收法的燃烧后碳捕集电厂的设备结构图；

图2为本发明的第一种灵活运行模式下的燃烧后碳捕集电厂的设备结构图；

图3为本发明的第二种灵活运行模式下的燃烧后碳捕集电厂的设备结构图；

图4为本发明的实施例中所使用的实时电价数据曲线；

图5为本发明的实施例中第二种灵活运行模式下的燃烧后碳捕集电厂的等效发电功率 P_G和净发电功率P_N在各个时段的最优值；

图6为本发明的实施例中第二种灵活运行模式下的燃烧后碳捕集电厂的烟气分流比 λ_S，t和解析速率因子在各个时段的最优值。

具体实施方式

不同的灵活运行模式赋予了燃烧后碳捕集电厂不同层面的电碳关联特性和协调控制 机理。下面针对本发明所提供的两种灵活运行模式，结合附图及实施例，对燃烧后碳捕集 电厂在对应的灵活运行模式下的控制方法分别进行详细说明如下：

一、本发明提出的基于第一种灵活运行模式的燃烧后碳捕集电厂控制方法，其特征在 于，包括对燃烧后碳捕集电厂的设备结构改造、设备协调控制和运行优化控制三部分：

1)燃烧后碳捕集电厂的设备结构改造

为使得燃烧后碳捕集电厂能够具备第一种灵活运行模式的硬件设备条件，首先需要对 燃烧后碳捕集电厂进行改造，基于第一种灵活运行模式的燃烧后碳捕集电厂的设备结构如 图2所示，该设备结构是在如图1所示的常规燃烧后碳捕集电厂的设备结构的基础上进行 改进而成，改进之处包括：在常规燃烧后碳捕集电厂的碳捕集系统中的吸收塔4底部与贫 液泵8出口之间装设溶液支管道28，在吸收塔4底部与富液泵6入口之间装设溶液支管道 29，并在溶液支管道28和溶液支管道29中分别装设富液分流阀门30和31，以控制从吸 收塔4底部出来的富液的流向和分流比例，使得一部分富液正常经由溶液支管道29到达 解析塔12，而另一部分富液直接经由溶液管道28返回吸收塔4而不再进行解析过程；同 时，在再沸器13与蒸汽发电系统之间的蒸汽管道20中以及低压透平34和35入口处的蒸 汽管道中分别装设速率调节阀门32和33，使得可以自由调节为再沸器13供热所抽取的蒸 汽的速率；此外，增大低压透平34和35以及发电机36的设计容量，使该容量与蒸汽发 电系统处于额定状态而碳捕集系统关闭时的工况相匹配；经过上述改造后的燃烧后碳捕集 电厂即具备了实现第一种灵活运行模式的硬件设备条件；

2)燃烧后碳捕集电厂的设备协调控制

在完成与第一种灵活运行模式对应的设备改造后，即可对燃烧后碳捕集电厂的设备进 行协调控制，使燃烧后碳捕集电厂能够应对电力市场和低碳环境等外部因素，灵活而协调 地控制自身的净发电功率P_N与CO₂净排放速率E_EMI等关键运行指标；具体包括：

设置第一种灵活运行模式下燃烧后碳捕集电厂的设备控制变量，分别为等效发电功率 P_G、富液分流比λ_R和再沸器热功率因子其中，各设备控制变量的定义如下：

等效发电功率P_G定义为发电机组净发电功率P_N、厂用电功率P_τ以及碳捕集等效能耗 P_CCS-EQ的总和；

富液分流比λ_R定义为进入解析塔12的富液流率与从吸收塔4出来的富液流率的比值， 即管道支管道29中的富液流率与溶液管道5中的富液流率的比值；

再沸器热功率因子定义为实际再沸器热功率Q_REB与使得等效CO₂捕集效率α_CAP为基准值所需的再沸器热功率的比值，其中等效CO₂捕集效率α_CAP定义为CO₂捕集量与进入碳捕集系统的CO₂总量的比值；

各变量的基准值定义为燃烧后碳捕集电厂处于基准状态(即蒸汽发电系统和碳捕集系 统均处于额定运行工况)时所对应的各变量的值；

在第一种灵活运行模式下，燃烧后碳捕集电厂的设备协调控制包括以下步骤：

2-1)通过调节等效发电功率PG控制燃烧后碳捕集电厂整体运行指标的基准值：

等效发电功率P_G决定了燃烧后碳捕集电厂的等效发电效率η、CO₂产生速率E_GEN、碳 捕集系统等效能耗P_CCS-EQ等各整体运行指标的基准值；首先确立各整体运行指标的基准值 目标，据此确立等效发电功率P_G的目标值，然后控制蒸汽发电系统的燃料投入速度使其与 该目标值对应，并同步协调控制锅炉21、汽轮机和发电机36的工况以与当前燃料投入速 度匹配，从而实现通过调节等效发电功率P_G控制整体运行指标的基准值；

2-2)通过调节富液分流比λ_R控制碳捕集系统的瞬时CO₂捕集速率E_CAP：

通过调节富液分流阀门30、31使富液分流比λ_R在0-100％之间连续调节，同时同步调 节阀门32、33控制抽取蒸汽的速率使再沸器热功率因子(此时等效CO₂捕集效率 α_CAP为基准值)，从而实现对碳捕集系统的瞬时CO₂捕集速率E_CAP的控制；

2-3)通过调节再沸器热功率因子控制等效CO₂捕集效率α_CAP：

在完成等效发电功率P_G和富液分流比λ_R的调节并使得再沸器热功率因子后， 调节阀门32、33对再沸器热功率因子再进行±10％范围内的微调，从而实现对碳捕 集系统的等效CO₂捕集效率α_CAP的控制，使其在基准值附近根据需求上下调节；

3)燃烧后碳捕集电厂的运行优化控制

本发明建立了燃烧后碳捕集电厂在该灵活运行模式下的运行优化模型，提出了燃烧后 碳捕集电厂在电力市场和低碳环境下感知并响应电价、碳价与需求波动的最优运行机制与 控制方法；具体包括以下步骤：

3-1)确立燃烧后碳捕集电厂运行优化模型的决策变量：

在该灵活运行模式下，燃烧后碳捕集电厂在决策周期T内各个时段的决策变量为：等 效发电功率、富液分流比、再沸器热功率因子和启停控制变量，分别标记为

P_G，t，λ_R，t，I_t(t＝1，2...T)    (1-1)

其中启停控制变量I_t的取值为0或1，I_t＝0表示停机，I_t＝1表示开机；

3-2)确立燃烧后碳捕集电厂在决策周期T内各个时段的运行状态变量，建立运行状态 变量与决策变量的关联：

(I)CO₂捕集速率E_CAP，t，其表达式为

$E_{\mathrm{CAP},t}=\frac{{\lambda }_{R,t}·\overline{P_{G,t}}}{f_{\eta ,t}}·\frac{{\alpha }_{\mathrm{CAP},t}}{{\alpha }_{\mathrm{CAP}}^B}·E_{\mathrm{CAP}}^B---(1-2)$

其中，

为等效发电功率标幺值，表达式为为等效发电功率基准值；

f_η，t为等效发电效率因子，表达式为f_η，t＝η_t/η^B；η_t为等效发电效率，表达式为 η_t＝P_G，t/(q·F_t)；q为标准煤燃烧值；F_t为总发电煤耗；η^B为等效发电效率基准值；

α_CAP，t为等效CO₂捕集效率，表达式为为等效CO₂捕 集效率基准值；k_r为关系曲线在处的斜率；

为CO₂捕集速率基准值，表达式为为CO₂产生速率基准 值，表达式为为单位等效发电功率的CO₂产生速率基准值；

(II)CO₂净排放速率E_EMI，t，其表达式为

E_EMI，t＝E_GEN，t-E_CAP，t    (1-3)

其中，E_GEN，t为CO₂产生速率，表达式为

(III)碳捕集系统等效能耗P_CCS-EQ，t，其表达式为

P_CCS-EQ，t＝r_R·Q_REB，t+P_ELE，t+P_COM，t    (1-4)

其中，Q_REB，t为碳捕集系统消耗的再沸器热功率；P_ELE，t为碳捕集系统消耗的辅助电功 率；P_COM，t为碳捕集系统消耗的压缩电功率；Q_REB，t、P_ELE，t和P_COM，t的表达式为

$\left(\begin{array}{c}{Q}_{\mathrm{REB},t}=\frac{\overline{P_{G,t}}}{f_{\eta ,t}}·{\lambda }_{R,t}·\overline{Q_{\mathrm{REB},t}}·w_{\mathrm{REB}}·E_{\mathrm{CAP}}^B\\ P_{\mathrm{ELE},t}=\frac{\overline{P_{G,t}}}{f_{\eta ,t}}·{\lambda }_{R,t}·(w_{\mathrm{ELE}1}+w_{\mathrm{ELE}2})·E_{\mathrm{CAP}}^B\\ P_{\mathrm{COM},t}=\frac{\overline{P_{G,t}}}{f_{\eta ,t}}·\frac{{\alpha }_{\mathrm{CAP},t}}{{\alpha }_{\mathrm{CAP}}^B}·{\lambda }_{R,t}·w_{\mathrm{COM}}·E_{\mathrm{CAP}}^B\end{array}\right)---(1-5)$

其中，r_R为电力当量因子，为碳捕集系统消耗的再生热能用于电力生产的电力效率； w_REB为等效CO₂捕集效率为基准值时捕集单位CO₂所消耗的再沸器热功率；w_ELE1为 捕集单位CO₂所消耗的辅助电功率中与吸收速率成正比的部分；w_ELE2为捕集单位CO₂所 消耗的辅助电功率中与解析速率成正比的部分；w_COM为压缩单位CO₂所消耗的电功率；

(IV)净发电功率P_N，t，其表达式为

P_N，t＝P_G，t-P_τ，t-P_CCS-EQ，t    (1-6)

其中，P_τ，t为总厂用电功率，表达式为P_τ，t＝P_G，t·(τ₀+τ_C)；τ₀为蒸汽发电系统的厂用电 率；τ_C为碳捕集系统的初始固定能耗所等效的厂用电率；

3-3)构建燃烧后碳捕集电厂运行优化模型的目标函数：

以燃烧后碳捕集电厂在决策周期T内的运行收益为目标函数，表达式如下：

max{R_EL+R_ER-C_E-C_STA+R_C-R_OTH}    (1-7)

其中，

R_EL＝q_L·S_PL，为燃烧后碳捕集电厂在决策周期T内获得的合约售电收益总和；q_L为燃 烧后碳捕集电厂在决策周期T内的合约电量总和；S_PL为等效合约电价，即各合约电价的 加权平均值；

为燃烧后碳捕集电厂在决策周期T内参与实时电力市场获 得的交易收益总和；P_L，t为根据合约在时段t的计划发电功率，且有S_GS，t为时 段t的实时电价；

为燃烧后碳捕集电厂在决策周期T内的可变发电成本总和；c_EQ，t为 单位等效发电功率所对应的可变发电成本，表达式为为燃料价格；F^B为总发电煤耗基准值；

为燃烧后碳捕集电厂在决策周期T内的启停费用总和；S_STA为发电机组的单次启停费用；

为燃烧后碳捕集电厂在决策周期T内的碳交易收益总和；E_L为燃烧后碳捕集电厂在决策周期T内的碳排放额度；S_C，t为时段t的碳价；

为燃烧后碳捕集电厂在决策周期T内的其他可变成本总和，包 括系统运行维护成本、溶剂损耗成本、CO₂的运输和储存成本以及终端收益的总和；c_OTH为 捕集单位CO₂所需的其他可变成本总和；

3-4)确定决策变量的可行区间和运行状态变量的控制范围，进而确立燃烧后碳捕集电 厂运行优化模型的约束条件：

(I)等效发电功率P_G，t上下限约束，即

$I_t·P_{G,\min }\le P_{G,t}\le I_t·P_G^B---(1-8)$

其中，为等效发电功率基准值；P_G，min为等效发电功率最小值；

(II)等效发电功率P_G，t的调整速率约束，即

$\left(\begin{array}{c}{P}_{G,t+1}-P_{G,t}\le {\gamma }_U\\ P_{G,t}-P_{G,t+1}\le {\gamma }_D\end{array}\right)---(1-9)$

其中，γ_U、γ_D分别为等效发电功率P_G，t在一个时段内的增加量和减小量的最大值；

(III)机组最小启停时间约束，即

$\left(\begin{array}{c}{T}_{D,t}-(I_t-I_{t-1})·T_{D,\min }\ge 0\\ T_{U,t}-(I_{t-1}-I_t)·T_{U,\min }\ge 0\end{array}\right)---(1-10)$

其中，T_D，min、T_U，min分别发电机组的最小连续开机时间和最小连续停机时间；T_U，t、T_D，t分别为机组在时段t已经持续保持在开机和停机状态的时间，表达式为

$\left(\begin{array}{c}{T}_{U,t}=\underset{i=t-T_{U,\min }}{\overset{t-1}{\Sigma }}{I}_t\\ T_{D,t}=\underset{i=t-T_{D,\min }}{\overset{t-1}{\Sigma }}(1-I_t)\end{array}\right)---(1-11)$

(IV)富液分流比λ_R，t上下限约束，即

0≤λ_R，t≤1    (1-12)

(V)等效CO₂捕集效率α_CAP，t上下限约束，即

α_CAP，max≤α_CAP，t≤α_CAP，min    (1-13)

其中，α_CAP，max、α_CAP，min分别为等效CO₂捕集效率的最大值和最小值；

(VI)碳捕集系统的调整速率约束，即

$\left(\begin{array}{c}-\Delta Q_{\mathrm{REB},\min }\le Q_{\mathrm{REB},t+1}-Q_{\mathrm{REB},t}\le \Delta Q_{\mathrm{REB},\max }\\ -\Delta {\lambda }_{R,\min }\le {\lambda }_{R,t+1}-{\lambda }_{R,t}\le \Delta {\lambda }_{R,\max }\end{array}\right)---(1-14)$

其中，ΔQ_REB，max、ΔQ_REB，min分别为再沸器热功率Q_REB，t在一个时段内的增加量和减小量 的最大值；Δλ_R，max、Δλ_R，min分别为富液分流比λ_R，t在一个时段内的增加量和减小量的最大 值；

(VII)碳排放约束，即

$\frac{\underset{t=1}{\overset{T}{\Sigma }}{E}_{\mathrm{EMI},t}}{\underset{t=1}{\overset{T}{\Sigma }}{P}_{N,t}}\le e_{N,\max }---(1-15)$

其中，e_N，max为燃烧后碳捕集电厂在决策周期T内的平均净碳排放强度的最大允许值；

上述决策变量式(1-1)、目标函数式(1-7)以及约束条件式(1-8)-式(1-15)构成了第一种灵 活运行模式下燃烧后碳捕集电厂的运行优化模型；

3-5)求解该运行优化模型，得到燃烧后碳捕集电厂在决策周期T内所有时段的决策变 量的最优值；

3-6)以各决策变量最优值作为调控目标值，按照所述燃烧后碳捕集电厂的设备协调控 制部分的步骤2-1)-2-3)，实时调节燃烧后碳捕集电厂的启停控制变量I_t、等效发电功率 P_G，t、富液分流比λ_R，t和再沸器热功率因子至目标值，以实施燃烧后碳捕集电厂的运 行优化控制；

3-7)将当前时段的决策变量的目标值代入式(1-2)-式(1-6)，计算出燃烧后碳捕集电厂 的各运行状态变量即CO₂捕集速率E_CAP，t、CO₂净排放速率E_EMI，t、碳捕集系统等效能耗 P_CCS-EQ，t和净发电功率P_N，t在当前时段的理论值，同时对燃烧后碳捕集电厂的实时运行状态 进行监测，得到设备控制变量P_G，t、λ_R，t和以及运行状态变量E_CAP，t、E_EMI，t、P_CCS-EQ，t和 P_N，t在当前时段的实际值，对比设备控制变量和运行状态变量的理论值与实际值，若偏差 在允许范围内，则在下一个时段按步骤3-5)得到的各决策变量最优值作为调控目标值， 转步骤3-6)，实施燃烧后碳捕集电厂的运行优化控制；若偏差超过允许范围(根据实际情 况设定偏差的允许范围，例如设定偏差的允许范围为1％)，则以设备控制变量和运行状态 变量在当前时段的实际值作为运行优化模型的初始条件，以剩余时段作为决策周期重新求 解运行优化模型，将得到的新的各决策变量最优值作为下一时段的调控目标值，转步骤 3-6)，实施燃烧后碳捕集电厂的运行优化控制；

3-8)重复执行步骤3-7)，直至完成燃烧后碳捕集电厂在决策周期T(t＝1，2...T)内全 部时段的运行优化控制。

二、本发明提出的基于第二种灵活运行模式的燃烧后碳捕集电厂控制方法，其特征在 于，包括对燃烧后碳捕集电厂的设备结构改造、设备协调控制和运行优化控制三部分：

1)燃烧后碳捕集电厂的设备结构改造

为使得燃烧后碳捕集电厂能够具备第二种灵活运行模式的硬件设备条件，首先需要对 燃烧后碳捕集电厂进行改造，基于第二种灵活运行模式的燃烧后碳捕集电厂的设备结构如 图3所示，该设备结构是在如图1所示的常规燃烧后碳捕集电厂的设备结构的基础上进行 改进而成，改进之处包括：在常规燃烧后碳捕集电厂的碳捕集系统的烟气1入口处装设烟 气直排通道39，并在直排通道39入口处和引风机2入口处分别装设烟气旁路阀37和38， 使得可以灵活控制直排烟气与进入碳捕集系统的烟气的比例；其次，在富液泵6入口侧装 设富液存储器41，并装设相应的富液存储器连接管道42和富液存储器控制阀门43，在贫 液泵8出口侧装设贫液存储器45，并装设及相应的贫液存储器连接管道46和贫液存储器 控制阀门47，使得可以协调控制溶液在富液存储器41和贫液存储器45中的流向和流速， 进而使CO₂吸收速率和CO₂解析速率相互独立；同时，在再沸器13与蒸汽发电系统之间 的蒸汽管道20中以及低压透平34和35入口处的蒸汽管道中分别装设速率调节阀门32和 33，使得可以自由调节为再沸器13供热所抽取的蒸汽的速率；此外，增大低压透平34和 35以及发电机36的设计容量，使该容量与蒸汽发电系统处于额定状态而碳捕集系统关闭 时的工况相匹配；并增大贫富液热交换器49、解析塔50和CO₂压缩机51的设计容量，使 该容量与蒸汽发电系统处于额定状态而碳捕集系统处于最高CO₂捕集速率状态时的工况相 匹配；经过上述改造后的燃烧后碳捕集电厂即具备了实现第二种灵活运行模式的硬件设备 条件；

2)燃烧后碳捕集电厂的设备协调控制

设置第二种灵活运行模式下燃烧后碳捕集电厂的设备控制变量，分别为等效发电功率 P_G、烟气分流比λ_S和解析速率因子其中，各设备控制变量的定义如下：

等效发电功率P_G定义与第一种灵活运行模式中的定义一致，即为发电机组净发电功率 P_N、厂用电功率P_τ以及碳捕集等效能耗P_CCS-EQ的总和；

烟气分流比λ_S定义为通过管道40进入碳捕集系统的烟气流率与蒸汽发电系统产生的 烟气总流率的比值；

解析速率因子定义为实际解析速率v_STR与将当前蒸汽发电系统产生的烟气全部通 入碳捕集系统且溶液存储器处于平衡状态时所对应的解析速率值的比值；

在第二种灵活运行模式下，燃烧后碳捕集电厂的设备协调控制包括以下步骤：

2-1)通过调节等效发电功率P_G控制燃烧后碳捕集电厂整体运行指标的基准值：控制 步骤与第一种灵活运行模式中的对应步骤一致，即：首先确立各整体运行指标的基准值目 标，据此确立等效发电功率P_G的目标值，然后控制蒸汽发电系统的燃料投入速度使其与该 目标值对应，并同步协调控制锅炉、汽轮机和发电机的工况以与当前燃料投入速度匹配， 从而实现通过调节等效发电功率P_G控制整体运行指标的基准值；

2-2)通过调节烟气分流比λ_S控制碳捕集系统的平均CO₂捕集速率E_CAP-AVA：根据需求 调节烟气旁路阀37和38使烟气分流比λ_S在0-100％之间连续调节，从而实现对碳捕集系 统的平均CO₂捕集速率E_CAP-AVA的控制；

2-3)通过调节溶液存储器的状态控制碳捕集系统的瞬时CO₂捕集速率E_CAP：溶液存 储器的调节状态决定了碳捕集系统的瞬时CO₂捕集速率E_CAP；同步调节富液存储器控制阀 门43和贫液存储器控制阀门47，使碳捕集系统根据需求工作在以下三种状态之一：

存储平衡状态：从吸收塔4底部出来的富液全部进入解析塔50，从解析塔50底部出 来的贫液全部返回吸收塔4，而富液存储器41和贫液存储器45均无溶液进出；

高瞬时CO₂捕集速率状态：从吸收塔4底部出来的富液全部进入解析塔50，同时一部 分富液存储器41中已存储的富液也经过管道42随同进入解析塔50；从解析塔50底部出 来的贫液一部分经过管道48返回吸收塔4，另一部分经过通道46流入贫液存储器45；

低瞬时CO₂捕集速率状态：从吸收塔4底部出来的富液一部分经过管道44进入解析 塔50，另一部分经过管道42流入富液存储器41；从解析塔50底部出来的贫液全部进入 吸收塔4，同时一部分贫液存储器45中已存储的贫液也经过管道46随同进入吸收塔4；

3)燃烧后碳捕集电厂的运行优化控制

本发明建立了燃烧后碳捕集电厂在该灵活运行模式下的运行优化模型，提出了燃烧后 碳捕集电厂在电力市场和低碳环境下感知并响应电价、碳价与需求波动的最优运行机制与 控制方法；具体包括以下步骤：

3-1)确立燃烧后碳捕集电厂的运行优化模型的决策变量：

在该灵活运行模式下，燃烧后碳捕集电厂在决策周期T内各个时段的决策变量为：等 效发电功率、烟气分流比、解析速率因子和启停控制变量，分别标记为

$P_{G,t},{\lambda }_{S,t},\overline{v_{\mathrm{STR},t}},$I_t(t＝1，2...T)    (2-1)

3-2)确立燃烧后碳捕集电厂在决策周期T内各个时段的运行状态变量，建立运行状态 变量与决策变量的关联：

(I)CO₂捕集速率E_CAP，t，其表达式为

$E_{\mathrm{CAP},t}=\frac{\overline{v_{\mathrm{STR},t}}·\overline{P_{G,t}}}{f_{\eta ,t}}·E_{\mathrm{CAP}}^B---(2-2)$

其中，

为等效发电功率标幺值，表达式为为等效发电功率基准值；

f_η，t为等效发电效率因子，表达式为f_η，t＝η_t/η^B；η_t为等效发电效率，表达式为 η_t＝P_G，t/(q·F_t)；q为标准煤燃烧值；F_t为总发电煤耗；η^B为等效发电效率基准值；

为CO₂捕集速率基准值，表达式为为等效CO₂捕集效率 基准值；为CO₂产生速率基准值，表达式为为单位等效发电功率的 CO₂产生速率基准值；

(II)CO₂净排放速率E_EMI，t，其表达式为

E_EMI，t＝E_GEN，t-E_CAP，t    (2-3)

其中，E_GEN，t为CO₂产生速率，表达式为

(III)碳捕集系统等效能耗P_CCS-EQ，t，其表达式为

P_CCS-EQ，t＝r_R·Q_REB，t+P_ELE，t+P_COM，t    (2-4)

其中，Q_REB，t为碳捕集系统消耗的再沸器热功率；P_ELE，t为碳捕集系统消耗的辅助电功 率；P_COM，t为碳捕集系统消耗的压缩电功率；Q_REB，t、P_ELE，t和P_COM，t的表达式为

$\left(\begin{array}{c}{Q}_{\mathrm{REB},t}=\frac{\overline{P_{G,t}}}{f_{\eta ,t}}·\overline{v_{\mathrm{STR},t}}·w_{\mathrm{REB}}·E_{\mathrm{CAP}}^B\\ P_{\mathrm{ELE},t}=\frac{\overline{P_{G,t}}}{f_{\eta ,t}}·({\lambda }_{S,t}·w_{\mathrm{ELE}1}+\overline{v_{\mathrm{STR},t}}{·w}_{\mathrm{ELE}2})·E_{\mathrm{CAP}}^B\\ P_{\mathrm{COM},t}=\frac{\overline{P_{G,t}}}{f_{\eta ,t}}·\overline{v_{\mathrm{STR},t}}·w_{\mathrm{COM}}·E_{\mathrm{CAP}}^B\end{array}\right)---(2-5)$

其中，r_R为电力当量因子，为碳捕集系统消耗的再生热能用于电力生产的电力效率； w_REB为等效CO₂捕集效率为基准值时捕集单位CO₂所消耗的再沸器热功率；w_ELE1为 捕集单位CO₂所消耗的辅助电功率中与吸收速率成正比的部分；w_ELE2为捕集单位CO₂所 消耗的辅助电功率中与解析速率成正比的部分；w_COM为压缩单位CO₂所消耗的电功率；

(IV)净发电功率P_N，t，其表达式为

P_N，t＝P_G，t-P_τ，t-P_CCS-EQ，t    (2-6)

其中，P_τ，t为总厂用电功率，表达式为P_τ，t＝P_G，t·(τ₀+τ_C)；τ₀为蒸汽发电系统的厂用电 率；τ_C为碳捕集系统的初始固定能耗所等效的厂用电率；

(V)进入吸收塔4的贫液流率v_LEA，t和进入解析塔50的富液流率v_RIC，t，其表达式为

$\left(\begin{array}{c}{v}_{\mathrm{LEA},t}=\frac{\overline{P_{G,t}}·\overline{v_{\mathrm{STR},t}}}{f_{\eta ,t}}·v_{\mathrm{LEA}}^B\\ v_{\mathrm{RIC},t}=\frac{\overline{P_{G,t}}·{\lambda }_{S,t}}{f_{\eta ,t}}·v_{\mathrm{RIC}}^B\end{array}\right)---(2-7)$

其中，分别为进入吸收塔4的贫液流率基准值和进入解析塔50的富液流率 基准值，且$v_{\mathrm{LEA}}^B=v_{\mathrm{RIC}}^B;$

(VI)贫液存储器45和富液存储器41的溶液储量V_L，t和V_R，t，其表达式为

$\left(\begin{array}{c}{V}_{L,t}=V_{L,0}+\underset{i=1}{\overset{t}{\Sigma }}(v_{\mathrm{RIC},i}-v_{\mathrm{LEA},i})\\ V_{R,t}=V_{R,0}+\underset{i=1}{\overset{t}{\Sigma }}(v_{\mathrm{LEA},i}-v_{\mathrm{RIC},i})\end{array}\right)---(2-8)$

其中，V_L，0、V_R，0分别为贫液存储器45和富液存储器41在决策周期T初始时刻的溶液 储量；

3-3)构建燃烧后碳捕集电厂运行优化模型的目标函数：

以燃烧后碳捕集电厂在决策周期T内的运行收益为目标函数，表达式与第一种灵活运 行模式中的目标函数表达式一致，即：

max{R_EL+R_ER-C_E-C_STA+R_C-R_OTH}    (2-9)

其中，

R_EL＝q_L·S_PL，为燃烧后碳捕集电厂在决策周期T内获得的合约售电收益总和；q_L为燃 烧后碳捕集电厂在决策周期T内的合约电量总和；S_PL为等效合约电价，即各合约电价的 加权平均值；

为燃烧后碳捕集电厂在决策周期T内参与实时电力市场获 得的交易收益总和；P_L，t为根据合约在时段t的计划发电功率，且有S_GS，t为时 段t的实时电价；

为燃烧后碳捕集电厂在决策周期T内的可变发电成本总和；c_EQ，t为 单位等效发电功率所对应的可变发电成本，表达式为c_FUE为燃料价格；F^B为总发电煤耗基准值；

为燃烧后碳捕集电厂在决策周期T内的启停费用总和；S_STA为发电机组的单次启停费用；

为燃烧后碳捕集电厂在决策周期T内的碳交易收益总和；E_L为燃烧后碳捕集电厂在决策周期T内的碳排放额度；S_C，t为时段t的碳价；

为燃烧后碳捕集电厂在决策周期T内的其他可变成本总和，包 括系统运行维护成本、溶剂损耗成本、CO₂的运输和储存成本以及终端收益的总和；c_OTE为 捕集单位CO₂所需的其他可变成本总和；

3-4)确定决策变量的可行区间和运行状态变量的控制范围，进而确立燃烧后碳捕集电 厂运行优化模型的约束条件：

(I)等效发电功率P_G，t上下限约束，即

$I_t·P_{G,\min }\le P_{G,t}\le I_t·P_G^B---(2-10)$

其中，为等效发电功率基准值；P_G，min为等效发电功率最小值；

(II)等效发电功率P_G，t的调整速率约束，即

$\left(\begin{array}{c}{P}_{G,t+1}-P_{G,t}\le {\gamma }_U\\ P_{G,t}-P_{G,t+1}\le {\gamma }_D\end{array}\right)---(2-11)$

其中，γ_U、γ_D分别为等效发电功率P_G，t在一个时段内的增加量和减小量的最大值；

(III)机组最小启停时间约束，即

$\left(\begin{array}{c}{T}_{D,t}-(I_t-I_{t-1})·T_{D,\min }\ge 0\\ T_{U,t}-(I_{t-1}-I_t)·T_{U,\min }\ge 0\end{array}\right)---(2-12)$

其中，T_D，min、T_U，min分别发电机组的最小连续开机时间和最小连续停机时间；T_U，t、T_D，t分别为机组在时段t已经持续保持在开机和停机状态的时间，表达式为

$\left(\begin{array}{c}{T}_{U,t}=\underset{i=t-T_{U,\min }}{\overset{t-1}{\Sigma }}{I}_t\\ T_{D,t}=\underset{i=t-T_{D,\min }}{\overset{t-1}{\Sigma }}(1-I_t)\end{array}\right)---(2-13)$

(IV)烟气分流比λ_S，t上下限约束，即

0≤λ_S，t≤1    (2-14)

(V)解析速率因子上下限约束，即

$0\le \overline{v_{\mathrm{STR},t}}\le \overline{v_{\mathrm{STR},\max }}---(2-15)$

其中，为解析速率因子的最大值；

(VI)碳捕集系统的调整速率约束，即

$\left(\begin{array}{c}-\Delta {\lambda }_{S,\min }\le {\lambda }_{S,t+1}-{\lambda }_{S,t}\le \Delta {\lambda }_{S,\max }\\ -\Delta v_{\mathrm{STR},\min }\le v_{\mathrm{STR},t+1}-v_{\mathrm{STR},t}\le \Delta v_{\mathrm{STR},\max }\end{array}\right)---(2-16)$

其中，Δλ_S，max、Δλ_S，min分别为烟气分流比λ_S，t在一个时段内的增加量和减小量的最大 值；Δv_STR，max、Δv_STR，min分别为解析速率v_STR，t在一个时段内的增加量和减小量的最大值；

(VII)溶液存储器的容量约束，即

$\left(\begin{array}{c}0\le V_{L,t}\le V_{L,\max }\\ 0\le V_{R,t}\le V_{R,\max }\end{array}\right)---(2-17)$

其中V_L，max、V_R，max分别为贫液存储器45和富液存储器41的最大存储容量；

(VIII)维持溶液存储器在决策周期T的结束时刻与初始时刻的存储量相等所对应的 约束，即

$\underset{i=1}{\overset{T}{\Sigma }}{v}_{\mathrm{LEA},i}=\underset{i=1}{\overset{T}{\Sigma }}{v}_{\mathrm{RIC},i}---(2-18)$

(IX)碳排放约束，即

$\frac{\underset{t=1}{\overset{T}{\Sigma }}{E}_{\mathrm{EMI},t}}{\underset{t=1}{\overset{T}{\Sigma }}{P}_{N,t}}\le e_{N,\max }---(2-19)$

其中，e_N，max为燃烧后碳捕集电厂在决策周期T内的平均净碳排放强度的最大允许值；

上述决策变量式(2-1)、目标函数式(2-9)以及约束条件式(2-10)-式(2-19)构成了第二种灵 活运行模式下燃烧后碳捕集电厂的运行优化模型；

3-5)求解该运行优化模型，得到燃烧后碳捕集电厂在决策周期T内所有时段的决策变 量的最优值；

3-6)以各决策变量最优值作为调控目标值，按照所述燃烧后碳捕集电厂的设备协调控 制部分的步骤2-1)-2-3)，实时调节燃烧后碳捕集电厂的启停控制变量I_t、等效发电功率 P_G，t、烟气分流比λ_S，t和解析速率因子至目标值，以实施燃烧后碳捕集电厂的运行优化 控制；

3-7)将当前时段的决策变量的目标值代入式(2-2)-式(2-8)，计算出燃烧后碳捕集电厂 的各运行状态变量即CO₂捕集速率E_CAP，t、CO₂净排放速率E_EMI，t、碳捕集系统等效能耗 P_CCS-EQ，t、净发电功率P_N，t、贫液流率v_LEA，t和富液流率v_RIC，t、溶液存储器的溶液储量V_L，t和V_R，t在当前时段的理论值，同时对燃烧后碳捕集电厂的实时运行状态进行监测，得到设备控制 变量P_G，t、λ_S，t和以及运行状态变量E_CAP，t、E_EMI，t、P_CCS-EQ，t、P_N，t、v_LEA，t、v_RIC，t、V_L，t和 V_R，t在当前时段的实际值，对比设备控制变量和运行状态变量的理论值与实际值，若偏差 在允许范围内(根据实际情况设定偏差的允许范围，例如设定偏差的允许范围为1％)，则 在下一个时段按步骤3-5)得到的各决策变量最优值作为调控目标值，转步骤3-6)，实施 燃烧后碳捕集电厂的运行优化控制；若偏差超过允许范围，则以设备控制变量和运行状态 变量在当前时段的实际值作为运行优化模型的初始条件，以剩余时段作为决策周期重新求 解运行优化模型，将得到的新的各决策变量最优值作为下一时段的调控目标值，转步骤 3-6)，实施燃烧后碳捕集电厂的运行优化控制；

3-8)重复执行步骤3-7)，直至完成燃烧后碳捕集电厂在决策周期T(t＝1，2...T)内全 部时段的运行优化控制。

实施例：

以一座典型的燃烧后碳捕集电厂为例阐述本发明所提出的基于灵活运行模式的燃烧 后碳捕集电厂控制方法，并验证本发明所实现的效果：

该燃烧后碳捕集电厂由一座配置有600MW超临界机组的燃煤电厂改造而成，并基于 第二种灵活运行模式对该燃烧后碳捕集电厂实施设备结构的改造，使其具备第二种灵活运 行模式的硬件设备条件；

蒸汽发电系统参数如下：等效发电功率基准值等效发电功率最小值 P_G，min＝300MW；等效发电功率P_G的最大调整速率为±6MW/min；最小连续开机时间和最 小连续停机时间T_D，min＝T_U，min＝6小时；单次启停费用S_STA＝60万元；发电机组总发电煤耗F 的表达式为$F=1\times {10}^{-5}·P_G^2+0.245·P_G+19.04$(F单位为t/h，P_G单位为MW)；标准煤燃烧 值q＝7000kcal/kg；总厂用电率${\tau }_0+{\tau }_C=1.633\times {10}^{-7}·P_G^2-2.171\times {10}^{-4}·P_G+0.1100;$单位等效 发电功率的CO₂产生速率基准值

碳捕集系统参数如下：碳捕集系统采用基于MEA吸收剂(质量分数为30％)的化学 吸收法；等效CO₂捕集效率基准值等效CO₂捕集效率为基准值时捕集单 位CO₂所消耗的再沸器热功率w_REB＝3.2GJ/tCO₂；捕集单位CO₂所消耗的辅助电功率中与 吸收速率成正比的部分w_ELE1＝0.005kWh/kgCO₂；捕集单位CO₂所消耗的辅助电功率中与解 析速率成正比的部分w_ELE2＝0.015kWh/kgCO₂；压缩单位CO₂所消耗的电功率 w_COM＝0.108kWh/kgCO₂；电力当量因子r_R＝0.20；烟气分流比λ_S和解析速率v_STR最大调整速 率为5％/min；再沸器热功率Q_REB调整速率足够快；解析速率因子最大值 等效CO₂捕集效率最大值α_CAP，max＝0.95，最小值α_CAP，min＝0.75；贫液存 储器45的最大存储容量V_L，max和富液存储器41的最大存储容量V_R，max相等，且可满足该电 厂在λ_S＝1且的状态下的持续运行10小时；

外部环境参数如下：燃料价格c_FUE＝800元/t；碳价S_C＝140元/t；捕集单位CO₂所需的 其他可变成本总和c_OTH＝45元/tCO₂；电厂的碳排放额度分配量为其原始排放量的2/3；平 均净碳排放强度的最大允许值e_N，max＝0.5kg/kWh；燃烧后碳捕集电厂在决策周期T内的合 约电量总和q_L＝9960MWh；等效合约电价S_PL＝400元/MWh；决策周期T内的实时电价数 据如图4所示。

以一日作为一个决策周期T，并将其平均分成24个时段，应用本发明提出的方法求解 上述实例，即可得到该燃烧后碳捕集电厂在决策周期T内的最优控制方案。采用第二种灵 活运行模式，该燃烧后碳捕集电厂的等效发电功率P_G和净发电功率P_N在各个时段的最优 值如图5所示，与之对应的烟气分流比λ_S，t和解析速率因子在各个时段的最优值如图 6所示；图5中粗虚线表示等效发电功率P_G，t最优值，粗实线表示净发电功率P_N，t最优值； 图6中粗虚线表示烟气分流比λ_S，t最优值，粗实线表示解析速率因子最优值；启停控 制变量在各时段的最优值均为1(未在图中画出)；图5和图6中均对应描绘了实时电价曲 线的形状。

由图5和图6可见，在低电价时段，燃烧后碳捕集电厂将降低等效发电功率P_G，t，增 大烟气分流比λ_S，t，提高CO₂捕集量而减小发电量，以获得更多的碳交易收益，同时增大 解析速率因子用该时刻的低价电能尽量多地对存储器中的富液存量进行解析，并提 高贫液存储器的存量，以提前应对电价高峰的到来；在高电价时段，燃烧后碳捕集电厂将 提高等效发电功率P_G，t，降低解析速率因子提高发电量而减少CO₂捕集量，以获得 更多的售电收益，同时利用低电价时刻存储的贫液保持一定的CO₂吸收速率。

进一步，作为对比，针对本实施例中的燃烧后碳捕集电厂分别进行两种灵活运行模式 的设备结构改造，并分别实施相应的灵活运行模式下的运行优化控制，从而计算出该燃烧 后碳捕集电厂在两种灵活运行模式下的整体运行效益，并与改造前的非灵活运行的燃烧后 碳捕集电厂以及未装设碳捕集系统的常规火电厂的整体运行效益进行综合对比，如表1所 示：

表1不同模式下的燃烧后碳捕集电厂以及常规火电厂的日运行收益对比

单位：万元

可以看到，通过对燃烧后碳捕集电厂实施本发明提出的设备协调控制和运行优化控 制，将显著优化燃烧后碳捕集电厂的灵活运行机制与调控性能，并带来巨大的经济收益。 在本发明指出的两种灵活运行模式下，燃烧后碳捕集电厂单日总净收益将从非灵活运行模 式下的106.6万元分别增加到146.5万元和153.6万元，升幅分别达37.4％和44.1％，可见 本发明将为燃烧后碳捕集电厂带来显著的效益提升空间，具有重要的现实意义和良好的应 用前景。

以上所述的具体实施例仅为说明本发明的实现效果，并不用以限制本发明。凡在本发 明所提出的方法的基本思路和框架之内所作的任何非实质性的修改、转换和改进，均应包 含在本发明的保护范围之内。