CN101856590A - 燃烧后碳捕集电厂的碳捕集系统及电碳协调的控制方法 - Google Patents

Abstract

本发明涉及燃烧后碳捕集电厂的碳捕集系统及电碳协调的控制方法，属于电厂运行与控制领域。该系统包括：CO₂吸收器、CO₂分解器、CO₂压缩单元，以及连接管道；其特征在于，还包括烟气直排管道，两个液体储存器，以及分别安装在两个液体储存器中控制液体高度的液位传感器。该方法包括：选择三个目标控制变量；在日前形成碳捕集电厂日内协调运行的优化模型及调度指令，对日内各调度时段进行实时运行控制；实时比较电厂的实际运行状态与目前优化调度方案，若未出现偏差，则继续实施日前的优化调度方案；若出现偏差，则修改以上优化模型，求解得到修正的调度方案，并对日内剩余调度时段进行实时的运行控制；直至完成日内所有调度时段的工作。本发明可降低电厂的碳捕集运行成本，提高电厂的经济收益。

Description

燃烧后碳捕集电厂的碳捕集系统及电碳协调的控制方法

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的碳捕集系统以及碳捕集电厂电碳协调的控制方法。

背景技术

二氧化碳捕集与封存技术(Carbon capture and storage，CCS)是当前最为关键的低碳技术之一。在传统火力发电厂中引入碳捕集系统，即形成碳捕集电厂。

碳捕集系统与发电系统之间主要存在三类结合方式，分别为燃烧后脱碳、燃烧前脱碳与富氧燃烧脱碳。燃烧后脱碳技术由于其适用性广、系统原理简单、对现有电厂继承性好的特点，在改造现有常规燃煤电厂上具有重要的应用前景。

常规燃煤电厂通过燃料的燃烧产生电能，并直接将含有N₂、O₂和CO₂的烟气从烟气排放口处直接排入大气之中，如图1(a)所示。燃烧后脱碳指在燃烧后的烟气中分离和捕集CO₂，捕集系统往往被装置于烟气排放“下游”，发电系统排放的烟气将被直接排入碳捕集系统之中，将产生的烟气中的N₂、O₂与CO₂进行分离，并将分离出的N₂、O₂通过碳捕集系统中的其他通道排放到大气中，同时将分离出的CO₂通过碳捕集系统的压缩装置进行压缩、传输及储存；如图1(b)所示。

在目前已经具备商业化水平的几类燃烧后碳捕集技术中，基于吸收剂的CO₂分离技术具有最优的捕集效率、较低的能耗与投资成本。吸收剂多为碱性的液态材料，如乙醇胺类水溶液(MEA)等。基于吸收剂的燃烧后碳捕集系统主要由CO₂吸收器、CO₂分解器与CO₂压缩单元三部分设备组成，如图2所示(虚线框内为碳捕集系统)；

该系统各部分设备的连接关系为：发电循环设备通过一个单向的烟气排放口与CO₂吸收器的底部气体入口端连通；CO₂吸收器与CO₂分解器分别通过两个管道连通构成具有固定流向的液体通道；CO₂分解器的气体排放口通过单向气体排放管道与CO₂压缩单元连通。

该系统的工作流程为：定义在吸收器中吸收了CO₂的MEA水溶液为“富液”，在分解器中解析出CO₂的MEA水溶液为“贫液”；富液将从吸收器向分解器流动，而贫液则从分解器向吸收器流动。发电循环产生的烟气从底端进入CO₂吸收器之后，在一定的温度与压强条件下，MEA将对CO₂进行选择性吸收，而将其余气体从吸收器顶端排气口排向大气。在CO₂分解器中，改变分解器中的压强与温度条件，可以将CO₂解析排出，形成高浓度的CO₂气流。贫液将被重新排入CO₂吸收器中，开始新一轮的CO₂吸收与解析过程，而解析出的CO₂气流则进入压缩单元，最终实现CO₂的运输与储存。

上述系统与一般的脱硫、脱硝或除尘等附加系统所不同的是，电厂中的碳捕集系统能耗巨大，且具有复杂的运行机理，为碳捕集电厂的运行方式与控制手段带来了全新的问题与挑战。与常规电厂(非碳捕集)相比较，碳捕集电厂的发电效率将出现明显的损失，该损失主要来自于引入碳捕集技术所导致电厂内部能耗增加，可以归结为四类：基本能耗、CO₂吸收能耗、CO₂分解能耗与CO₂压缩能耗。基本能耗指由于引入碳捕集技术造成原电厂结构变化或运行工况变化所引起的能耗，并导致了发电效率的损失，如：在低压缸侧安装阀门以实现蒸汽抽取，可能降低原电厂的热效率；而抽取低压蒸汽后可能在一定程度上改变汽轮机做功工质的压力工况。

其次，在低碳经济时代，碳排放将具备重要的经济价值，从而与发电出力一样，成为电厂重要的可调度资源。对于一般燃煤电厂(不具备碳捕集能力)而言，其发电出力与碳排放之间存在着确定性的对应关系。对于碳捕集电厂而言，根据当前的工程实践与运行情况，其运行方式与控制手段多采用定势化的静态运行方式，即碳捕集系统的运行水平总是保持在与发电出力相匹配的状态之下，没能协调碳捕集电厂的发电出力与碳排放，没能实现发电系统与碳捕集系统间的灵活运行，也没能从整体控制的角度优化碳捕集电厂的运行方式。

发明内容

本发明的目的是克服已有燃烧后碳捕集电厂运行控制技术的不足，提出一种燃烧后碳捕集电厂的碳捕集系统及电碳协调的控制方法；运用该控制方法，可以有效降低碳捕集系统的运行成本，提高碳捕集电厂适应市场波动，规避市场风险的能力，并提高电厂的运行效益；从而为碳捕集电厂实施优化的自运行调度提供了重要的控制方法。

本发明提出的一种燃烧后碳捕集电厂的碳捕集系统，系统包括：CO₂吸收器、CO₂分解器、CO₂压缩单元、连接CO₂吸收器与CO₂分解器的两个管道，以及连接CO₂分解器与CO₂压缩单元的管道；其特征在于，还包括烟气直排管道，两个液体储存器，分别安装在烟气直排管道和两个液体储存器的入口处的调节流量的阀门，以及分别安装在两个液体储存器中控制液体高度的液位传感器；该系统各部分设备的连接关系为：发电循环设备通过一个单向的烟气排放口与CO₂吸收器的底部气体入口端连通；CO₂吸收器与CO₂分解器分别通过两个管道连通构成具有固定流向的贫液通道和富液通道；CO₂分解器的气体排放口通过单向气体排放管道与CO₂压缩单元连通；所述烟气直排管道的底部端口与单向的烟气排放口相连通，两个液体储存器分别连接在所述贫液通道和富液通道中。

本发明提出的一种基于上述系统的电碳协调的控制方法，其特征在于，包括以下步骤：

1)从碳捕集电厂运行的所有控制对象中选择出三个直接控制对象，并选择相应的状态变量作为目标控制变量；

2)通过确定碳捕集电厂所有状态变量的控制范围，构建碳捕集电厂综合经济收益最大化的目标函数；以及确定碳捕集电厂日前优化调度模型的约束条件；从而最终在日前形成碳捕集电厂日内各调度时段协调运行的优化调度模型；

3)以日前最后调度时段碳捕集电厂状态变量的实测值作为模型的初始条件，求解该优化调度模型得到日内目标控制变量的理论值，并进一步计算所有状态变量的理论值；将目标控制变量与状态变量的理论值作为碳捕集电厂日前优化调度方案的调度指令，对日内各调度时段进行实时运行控制；

4)在当前调度时段，实时比较电厂的实际运行状态与日前优化调度方案；若碳捕集电厂的状态变量实测值与日前优化调度方案相应的调度指令出现偏差，则修改日前优化调度模型的外部市场价格参数及初始条件，求解得到日内剩余调度时段的修正调度方案，并以该修正调度方案的调度指令对日内剩余调度时段进行实时的运行控制；若碳捕集电厂的状态变量实测值在日前优化调度方案相应的调度指令的允许范围内，则以该日前优化调度方案相应的调度指令对日内剩余调度时段进行实时的运行控制；

5)重复执行步骤4)的内容，直至完成日内所有调度时段的工作；转步骤3)，开始新一天碳捕集电厂的运行控制。

本发明的技术特点及有益效果是：

本发明主要的实质性特征和对已有技术的贡献，是对燃烧后碳捕集电厂的碳捕集系统结构进行改造，增加两类辅助设备，通过控制碳捕集系统中两类辅助设备的运行水平，可灵活调整并协调碳捕集电厂的发电出力与碳排放量，即为电碳协调。

本发明改造后的碳捕集系统的特点是：

1)在发电循环的烟气排放口处增加了一个带有流量调节阀门的烟气直排管道，电厂可以将锅炉、汽轮机等发电设备所产生的烟气分配一部分进入直排管道，并将其余的烟气排进碳捕集系统的CO₂吸收器之中，进行后续的CO₂分离与压缩流程。与已有的定势化的静态运行方式相比，本发明增加烟气直排管道之后，碳捕集电厂的瞬时CO₂吸收速率可以与瞬时发电出力出现偏离，成为了两个相互独立的控制变量，使得碳捕集电厂可以具备更加灵活的运行能力。

2)在碳捕集系统的CO₂吸收器与CO₂分解器之间增加两个带有流量调节阀门的液体储存器，以分别存储富液与贫液。富液储存器具有一个流入口与流出口，分别与CO₂吸收器、CO₂分解器连通；贫液储存器的流入口与流出口则分别与CO₂分解器、CO₂吸收器连通。两个储存器的存在，使得碳捕集系统内部的富液流与贫液流不需要时刻保持流量平衡，可以根据储存器的储存水平与实时流入流出量动态调节。与已有的定势化的静态运行方式相比，本发明使得碳捕集系统内部CO₂吸收速率与CO₂分解速率之间的约束关系被解开，使得CO₂吸收速率与CO₂分解速率成为了两个相互独立的控制变量，可以分别实施独立的调度。

本发明所提出的碳捕集电厂电碳协调控制方法的特点是：

同时考虑了燃烧后碳捕集电厂运行中对其内部发电设备、碳捕集设备与运行辅助设备的联合优化调度，考虑了电厂运行中不同设备环节间的相互关系、作用机制与物理约束，优化协调了碳捕集电厂的发电出力与碳排放量；基于外部的各类波动与风险因素，在决策日前(下文统一简称为日前)构建碳捕集电厂决策日内(下文统一简称为日内)多时段协调优化的调度模型，形成日前优化调度方案；并在日内实时比较调度时段的电厂运行状态与日前优化调度方案，通过修正模型参数与初始条件，滚动求解日内剩余调度时段的修正调度方案，并实施实时运行控制。

附图说明

图1为常规燃煤电厂与燃烧后碳捕集电厂的工作原理对比示意图；其中：

图1(a)为常规燃煤电厂的工作原理示意图；

图1(b)为燃烧后碳捕集电厂的工作原理示意图。

图2为已有的燃烧后碳捕集电厂的组成结构与工作流程示意图。

图3为本发明的燃烧后碳捕集电厂的组成结构与工作流程示意图。

图4为本实施例的实时电价曲线示意图。

图5为本实施例的碳捕集电厂日前优化调度方案下发电输出功率的示意图。

图6为本实施例的碳捕集电厂日前优化调度方案下CO₂吸收速率与分离速率的示意图。

图7为本实施例的碳捕集电厂日前优化调度方案下富液与贫液储存器的存储量示意图。

具体实施方式

本发明所提出的碳捕集系统的结构与电碳协调的控制方法结合附图及实例详细说明如下：

如图3所示(虚框内为碳捕集系统)，本发明的碳捕集系统包括：CO₂吸收器、CO₂分解器、CO₂压缩单元、连接CO₂吸收器与CO₂分解器的两个管道、以及连接CO₂分解器与CO₂压缩单元的管道；其特征在于，还包括烟气直排管道，两个液体储存器，分别安装在烟气直排管道和两个液体储存器的入口处的调节流量的阀门，以及分别安装在两个液体储存器中控制液体高度的液位传感器；该系统各部分设备的连接关系为：发电循环设备通过一个单向的烟气排放口与CO₂吸收器的底部气体入口端连通；CO₂吸收器与CO₂分解器分别通过两个管道连通构成具有固定流向的贫液通道和富液通道；CO₂分解器的气体排放口通过单向气体排放管道与CO₂压缩单元连通；所述烟气直排管道的底部端口与单向的烟气排放口相连通，两个液体储存器分别连接在所述贫液通道和富液通道中。

基于上述改造的碳捕集系统，本发明提出了燃烧后碳捕集电厂基于电碳协调的控制方法，该控制方法主要包括以下步骤：

1)从碳捕集电厂运行的所有控制对象中选择出三个直接控制对象，并选择相应的状态变量作为目标控制变量；

2)通过确定碳捕集电厂所有状态变量的控制范围，构建碳捕集电厂综合经济收益最大化的目标函数；以及确定碳捕集电厂日前优化调度模型的约束条件；从而最终在日前形成碳捕集电厂日内各调度时段协调运行的优化调度模型；

3)以日前最后调度时段碳捕集电厂状态变量的实测值作为模型的初始条件，求解该优化调度模型得到日内目标控制变量的理论值，并进一步计算所有状态变量的理论值；将目标控制变量与状态变量的理论值作为碳捕集电厂日前优化调度方案的调度指令，对日内各调度时段进行实时运行控制；

4)在当前调度时段，实时比较电厂的实际运行状态与日前优化调度方案；若碳捕集电厂的状态变量实测值与日前优化调度方案相应的调度指令出现偏差，则修改日前优化调度模型的外部市场价格参数及初始条件，求解得到日内剩余调度时段的修正调度方案，并以该修正调度方案的调度指令对日内剩余调度时段进行实时的运行控制；若碳捕集电厂的状态变量实测值在日前优化调度方案相应的调度指令的允许范围内，则以该日前优化调度方案相应的调度指令对日内剩余调度时段进行实时的运行控制；

5)重复执行步骤4的内容，直至完成日内所有调度时段的工作；转步骤3)，开始新一天碳捕集电厂的运行控制。

上述各步骤的具体实施方式详细说明如下：

步骤一、从碳捕集电厂运行的所有控制对象中选择出三个直接控制对象，并选择相应的状态变量作为目标控制变量

本控制方法将对碳捕集电厂内部的发电设备、碳捕集设备与两类辅助设备实施联合优化调度，具体的控制对象与运行中对应的状态变量如表1所示：

表1碳捕集电厂的控制对象与状态变量

然而，由于碳捕集电厂内部不同设备之间存在着复杂的关系，在运行中相互制约，调整某个设备的状态变量，将会对其他设备的运行状态产生影响。因此，为了科学、高效、准确地控制电厂运行，本发明对所有的状态变量进行筛选，从中选择电厂运行的直接控制对象，以及相应的目标控制变量。通过调整直接控制对象的目标控制变量，即可以有效控制电厂的所有直接控制对象(设备)，从而实现对电厂整体运行状态的控制。

本控制方法所选择的直接控制对象与目标控制变量为：

1)发电系统的输出功率g

2)CO₂吸收器的CO₂吸收速率r_A

3)CO₂分解器的CO₂分解速率r_D

其他控制对象的状态变量均可以由以上三类目标控制变量组合表出，具体描述如下(为表述简单，适当省略部分变量的下标t)：

当电厂的碳捕集装备与发电设备均运行于额定水平时，定义此时电厂运行于“基准捕集”状态。为此状态下电厂的各类状态变量添加下标“0”，如g₀表示“基准捕集”状态下电厂的输出功率。在本发明中，通过分析已有的定势化静态运行方式，即可获取“基准捕集”状态下电厂各类状态变量的取值(属于常规技术)。

对r_A，r_D，r_C与λ四个变量实施归一化处理，使其成为无量纲变量，即认为“基准捕集”状态下的速率与排放量的取值为1，而关停时的取值则为0；并对四个变量通过线性变化均匀取值；

1)CO₂压缩单元的CO₂压缩速率r_C

在本系统中，电厂对气态的CO₂不进行大规模存储，因此碳捕集系统的CO₂分解速率与压缩速率基本保持一致，即有：

r_C＝r_D            (1)

2)烟气直排量λ

排入CO₂吸收器的烟气量越大，则烟气直排量越小，因此，λ与r_A存在相互制约的关系，表达如下：

λ＝1-r_A          (2)

3)富/贫液瞬时流量S_A与S_D

富/贫液瞬时流量S_A与S_D的表达式如下：

$\left\{\begin{array}{c}{S}_A=S_{A0}\·r_A\\ S_D=S_{D0}\·r_D\end{array}\right.---\left(3\right)$

4)富/贫液实时储存量

与

以

与

分别表示富液与贫液储存器在第t调度时段的实时存储量，则有：

$\left\{\begin{array}{c}{S}_{A,t}^L=S_{A0}^L+\underset{i=1}{\overset{t}{\mathrm{\Σ}}}(S_{A,i}-S_{D,i})\\ S_{D,t}^L=S_{D0}^L+\underset{i=1}{\overset{t}{\mathrm{\Σ}}}(S_{D,i}-S_{A,i})\end{array}\right.---\left(4\right)$

其中，

与分别表示两个储存器初始状态下的存量水平；S_A，i与S_D，i分别表示富/贫液在第i个调度时段的瞬时流量，有i＝1，2，......，t-1，t。

步骤二、通过确定碳捕集电厂所有状态变量的控制范围，构建碳捕集电厂日内综合经济收益最大化的目标函数；以及确定碳捕集电厂日前优化调度模型的约束条件；从而最终在日前形成碳捕集电厂日内各调度时段协调运行的优化调度模型

具体包括以下步骤：

2.1根据碳捕集电厂发电系统、碳捕集系统与辅助设备中各类设备的额定容量与调整性能，确定目标控制变量及其它状态变量的可行的控制范围，从而确定了模型决策变量的可行区间；具体说明如下：

2.1-1发电系统输出功率的控制范围

由于发电系统的输出功率不能违反其最大最小出力约束，即发电系统输出功率可行的控制范围表示为：

g_min≤g≤g_max                (5)

g_min与g_max为设备参数，分别表示发电系统的最大最小出力。

2.1-2CO₂吸收、分解与压缩速率的控制范围

由于CO₂吸收器、分解器与压缩单元的运行速率都不可超过设备允许的最大速率，且为非负值，即CO₂吸收、分解与压缩速率的控制范围表示为：

$\left\{\begin{array}{c}0\≤r_A\≤r_{A,\max }\\ 0\≤r_D\≤r_{D,\max }\\ 0\≤r_C\≤r_{C,\max }\end{array}\right.---\left(6\right)$

其中，r_A，max、r_D，max与r_C，max分别表示碳捕集系统的CO₂吸收、分解与压缩速率的上限。

2.1-3烟气直排量的可行的控制范围

由于烟气直排量不可超过直排通道的最大烟气流量λ_max，且为非负数，即烟气直排量的可行的控制范围表示为：

λ≤λ_max            (7)

2.1-4富/贫液瞬时流量的可行的控制范围

由于富/贫液瞬时流量不可超过设备间连通管道的最大流量S_A，max与S_D，max，且为非负数，即富/贫液瞬时流量的可行的控制范围表示为：

$\left\{\begin{array}{c}0\≤S_A\≤D_{A,\max }\\ 0\≤S_D\≤S_{D,\max }\end{array}\right.---\left(8\right)$

2.1-5富/贫液储存器实时储存量的可行的控制范围

根据富液储存器与贫液储存器的最大容量

与

则富/贫液储存器实时储存量的可行控制范围表示为：

$\left\{\begin{array}{c}0\≤S_A^L\≤S_{A,\max }^L\\ 0\≤S_D^L\≤S_{D,\max }^L\end{array}\right.---\left(9\right)$

式(5)～(9)即确定了碳捕集电厂目标控制变量的可控范围，其中各个状态变量的表达式可见式(1)～(4)。

2.2构建碳捕集电厂日内综合经济收益最大化的目标函数

将一天分为N个调度时段，N为正整数；(例如，分别以60、30、15分钟为一个基本时间单元，则一天可分为24、48与96个调度时段)。构建碳捕集电厂日前优化调度模型的目标函数，目标函数包括电厂的售电收入Ω_G、碳交易收益Ω_C、发电成本C_G、碳捕集系统运行成本，以及捕集CO₂的运输与储存费用C_S；其表达式如下：

max{Ω_G+Ω_C-C_G-C_O-C_S}

$\left\{\begin{array}{c}{\mathrm{\Ω}}_G=\underset{t=1}{\overset{T}{\mathrm{\Σ}}}[g_t^L\·{\mathrm{\π}}_G^L+(g_t^N-g_t^L)\·{\mathrm{\π}}_{G,t}^S]\\ {\mathrm{\Ω}}_C=\underset{t=1}{\overset{T}{\mathrm{\Σ}}}(E_G^L-\underset{t=1}{\overset{T}{\mathrm{\Σ}}}{E}_{G,t}^N)\·{\mathrm{\π}}_E^L\\ C_G=\underset{t=1}{\overset{T}{\mathrm{\Σ}}}{g}_t\·c_{G,t}\\ C_O=\underset{t=1}{\overset{T}{\mathrm{\Σ}}}{E}_{S,t}^N\·c_O^{\mathrm{CC}}\\ C_S=\underset{t=1}{\overset{T}{\mathrm{\Σ}}}{E}_{S,t}^N\·c_S^{\mathrm{TS}}\end{array}\right.---\left(10\right)$

其中：

表示日前电力合约在待决策日调度时段t分配的计划电量；

表示对日前电力合约加权所形成的等效合约电价；

为电力市场在时段t的现货价格；

为长期的平均碳价；

为碳排放额度在待决策日的分解量；

表示电厂在调度时段t对外的输出功率，称其为净输出功率；c_G，t为电厂在调度时段t单位电量的等效发电成本；

为电厂在调度时段t的净碳排放量；

为电厂在调度时段t捕集的碳排放量；

为传输与存储单位碳排放量的成本；

则为碳捕集系统捕集单位碳排放的可变运行成本，包括溶剂的损耗、储存器的维护等等；与能量损耗部分相关的成本则不包括在

中；T表示该日的调度时段总数；

均为外部市场价格参数，可从市场中获取；

由碳排放机制的相关政策确定；

与

为一定的成本参数，

为外部参数，

则由碳捕集设备所决定；T取值为N(本例中T即为24)。

此外，

c_G，t、

与

则可由所述目标控制变量g，r_A，r_D组合表出，具体描述如下(为表述简单，适当地省略部分变量的下标t)；

2.2-1电厂的净输出功率g^N

g^N的表达式如下：

$g^N=g\·\frac{{\mathrm{\η}}_G^N}{{\mathrm{\η}}_G}---\left(11\right)$

其中，η_G表示电厂发电系统的发电效率，η_G的取值与g呈一定的函数关系，由发电循环设备所决定，可从设备说明中获取，等效表达为；

η_G＝f(g，η_G0)                (12)

则为碳捕集电厂整体的发电效率(考虑了碳捕集系统的能耗及其所带来的效率损失η^CC)。有：

$\left\{\begin{array}{c}{\mathrm{\η}}_G^N={\mathrm{\η}}_G-{\mathrm{\η}}^{\mathrm{CC}}\\ {\mathrm{\η}}^{\mathrm{CC}}={\mathrm{\η}}_B+{\mathrm{\η}}_A+{\mathrm{\η}}_D+{\mathrm{\η}}_C\end{array}\right.---\left(13\right)$

其中，η_B对应着基本能耗所带来的发电效率损失；η_A、η_D与η_C则分别对应着CO₂吸收、分解与压缩三个环节运行所引起的发电效率损失，分别可表示为：

$\left\{\begin{array}{c}{\mathrm{\η}}_B={\mathrm{\η}}_{B0}\\ {\mathrm{\η}}_A=\frac{E_0}{E}\·r_A\·{\mathrm{\η}}_{A0}\\ {\mathrm{\η}}_D=\frac{E_0}{E}\·r_D\·{\mathrm{\η}}_{D0}\\ {\mathrm{\η}}_C=\frac{E_0}{E}\·r_C\·{\mathrm{\η}}_{C0}\end{array}\right.---\left(14\right)$

r_C与目标控制变量的关系见式(1)。

2.2-2电厂的发电成本c_G，c_G的表达式如下：

$c_G=c_{G0}\·\frac{{\mathrm{\η}}_{G0}}{{\mathrm{\η}}_G}---\left(15\right)$

η_G的表达式见式(12)。

2.2-3电厂所捕集的碳排放量

的表达式如下：

$E_S^N=r_C\·g_0\·e_{G0}\·{\mathrm{\γ}}_A---\left(16\right)$

其中，γ_A表示CO₂吸收器对于排入CO₂的捕集率，一般取值为80％～95％之间，e_G0则为“基准捕集”状态下电厂单位输出功率的碳排放强度值。

2.2-4电厂的净碳排放量

的表达式如下：

$E_G^N=g\·e_G-E_S^N---\left(17\right)$

2.3考虑碳捕集电厂各类关键设备在相邻调度时段间的调整能力，调整能力主要包括电厂发电出力的变化速率与碳捕集系统运行水平的调整速率，并将该调整能力作为约束条件引入日前优化调度模型

2.3-1电厂出力变化速率约束

出力变化速率主要由发电循环中锅炉的热功率变化速率决定，记电厂在调度时段间最大上调出力变化量为Δg_u，最大下调出力变化量为Δg_d，则有：

Δg_d ≤g_t+1-g_t≤Δg_u                (18)

2.3-2 C_O碳捕集系统的调整特性

碳捕集系统的调整特性主要表现在其吸收器的吸收速度、分解器的分解速度与压缩单元的压缩速度上，分别以Δr_A，max、Δr_D，max与Δr_C，max来表示以上三者在调度时段间的最大调整量，有：

$\left\{\begin{array}{c}|r_{A,t+1}-r_{A,t}|\≤\mathrm{\Δ}{r}_{A,\max }\\ |r_{D,t+1}-r_{D,t}|\≤\mathrm{\Δ}{r}_{D,\max }\\ |r_{C,t+1}-r_{C,t}|\≤\mathrm{\Δ}{r}_{C,\max }\end{array}\right.---\left(19\right)$

2.4考虑碳捕集电厂在低碳环境下所将面临的排放约束，并将其作为约束条件引入日前优化调度模型之中；最终形成具备可操作性的碳捕集电厂日内各调度时段协调运行的优化调度模型。

电厂在日内的总碳排放量需满足以下关系：

$\underset{t=1}{\overset{T}{\mathrm{\Σ}}}{E}_{S0}^N\·r_{D,t}\≥E_{S,\min }^G---\left(20\right)$

上式中不等式左边累加符号内的表达式表征了电厂在调度时段t所捕集的CO₂总量，

为捕集系统在规定时间内应捕集的最小CO₂量。

步骤三、以日前最后调度时段碳捕集电厂状态变量的实测值作为模型的初始条件，求解该优化调度模型得到日内目标控制变量的理论值，并进一步计算所有状态变量的理论值；将目标控制变量与状态变量的理论值作为碳捕集电厂日前优化调度方案的调度指令，对日内各调度时段进行实时运行控制；

以日前最后一个时段(调度时段N)碳捕集电厂状态变量的实测值为初始条件，求解步骤二所构建的优化调度模型(目标函数为式10，约束条件为式11～20，决策变量的可行域由式5～9规定)，即可得到碳捕集电厂日前优化调度方案的调度指令；

日前优化调度方案的具体内容为：得到日内N个调度时段中每一个时段上碳捕集电厂三类目标控制变量运行水平的控制目标(理论值)，包括：发电系统的输出功率值g，以及碳捕集系统的CO₂吸收速率r_A与CO₂分解速率r_D；依据上述三类目标控制变量的理论值，由式1～4计算，进一步得到其他设备环节的状态变量，包括CO₂压缩速率r_C，烟气直排量λ，富/贫液瞬时流量S_A与S_D，以及富/贫液实时储存量与

上述碳捕集电厂的日前优化调度方案中的各状态变量的理论值，即将作为日内每一个调度时段上电厂的实时调度指令。

步骤四、在当前调度时段，实时比较电厂的实际运行状态与日前优化调度方案；若碳捕集电厂的状态变量实测值与日前优化调度方案相应的调度指令出现偏差，则修改日前优化调度模型的外部市场价格参数及初始条件，求解得到日内剩余调度时段的修正调度方案，并以该修正调度方案的调度指令对日内剩余调度时段进行实时的运行控制；若碳捕集电厂的状态变量实测值在日前优化调度方案相应的调度指令的允许范围内，则以该日前优化调度方案相应的调度指令对日内剩余调度时段进行实时的运行控制；

4.1记当前为第t个调度时段，则日内剩余的待调度时段为N-t个；获取碳捕集电厂在调度时段t状态变量的实测值，包括：g_t、r_A，t、r_D，t、r_C，t、λ_t、S_A，t、S_D，t、

与

比较实测值与日前优化调度方案计算出来的理论值之间的差值，当实测值与理论值出现偏差时，以实测值为准，修正日前优化调度模型的初始条件。

4.2根据市场外部情况，预测

与

在第t+1个调度时段到第N个调度时段的取值，当调度时段t的预测值与日前计算是的预测值出现偏差时，同样以调度时段t的预测值为准，修正模型的价格参数。

4.3以日内第t+1个调度时段到第N个调度时段为待优化周期，构建新的日内剩余时段协调运行的优化模型，求解该模型，可以得到碳捕集电厂第t+1个调度时段到第N个调度时段的日内优化调度方案，称为修正调度方案。

4.4电厂根据修正调度方案准备日内剩余时段的调度工作；并以修正调度方案在第t+1时段的调度指令为下一时段的实时调度指令，电厂将依据该指令调整目标控制变量g_t+1，r_A，t+1与r_D，t+1，并进一步控制其他设备环节的状态变量r_C，t+1、λ_t+1、S_A，t+1、S_D，t+1、

与

步骤五、重复执行步骤四的内容，直至完成日内所有调度时段的工作；转步骤三，开始新一天碳捕集电厂的运行控制。

5.1在完成第t+1个调度时段的调度任务之后，在第t+2个调度时段回到步骤四，通过子步骤4.1～4.4的参数比较、价格预测、参数修正与模型计算等程序，按时间顺序逐步修正后续调度时段的调度指令；

5.2重复执行子步骤5.1，直至完成所有日内调度时段的调度工作，转步骤二，构建碳捕集电厂次日的日前优化调度模型；并以日内最后一个调度时段(时段N)碳捕集电厂状态变量的实测值为初始条件，执行步骤三，计算碳捕集电厂次日的日前优化调度方案，开始新一天碳捕集电厂的运行控制工作。

实施例：

本发明以一台典型的超临界燃煤机组作为碳捕集电厂的基本发电单元，并配以本发明的碳捕集系统；所配置碳捕集系统具有与发电单元相匹配的捕集容量。以上述碳捕集电厂作为实施例进一步说明本发明的内容。

本实施例采用燃烧后捕集技术，CO₂分离则采用化学吸收法，并以MEA水溶液作为吸收剂。本实施例的碳捕集电厂中各设备均采用常规产品。

本实施例碳捕集电厂“基准捕集”状态下的参数如表2所示：

表2碳捕集电厂在“基准捕集”状态下的主要参数

以二次函数描述电厂的发电效率与发电出力间的关系，具体为：

η_G＝-6.4×10^-7·(g-550)²+0.44                (21)

碳捕集系统各个环节的发电效率损失如表3所示：

表3碳捕集系统各环节的发电效率损失

两个水溶液储存器的规模一致，其最大储量可满足电厂在基准状态下对2个小时富液流的存储；碳捕集系统的捕集效率γ_A为85％。。

本实施例以小时作为日运行一个调度时段，即N＝24；电厂出力变化速率约束设为6MW/min，则Δg_u与Δg_d的取值均为360MW。加权的合约电价为

为335元/MWh。电厂将日前合约发电按照固定值分解到日内每个单位时段，基准出力点为400MW。典型日的实时电价曲线见图4所示。

分配给电厂的碳排放配额

为4373 t；

的取值为80元/t；与

的取值分别为40元/t与5元/t。

本实施例的碳捕集电厂目标控制变量的可控范围如下：

发电系统输出功率g的取值范围为300MW～600MW；在一定的输出功率g的水平下，电厂的对外输出功率g^N在一定区间内可调。在满等效出力状态下，电厂的净发电功率调整区间为477MW至586MW，最大值略小于电厂的最大出力，这是由于碳捕集系统的基本能耗所引起的；净出力功率的下调幅度为19.6％。而在最小出力状态下，净发电功率的调整区间为183MW至293MW，下调幅度可到39.2％。

r_A，max取值为1，r_D，max与r_C，max的取值均为1.25；本系统的碳捕集CO₂吸收器、分解器与压缩单元均可在1小时内完成从最大速率到最小速率的调整，即Δr_A，max的取值为1，Δr_D，max与Δr_C，max的取值为1.25。

S_A0与S_S0的流量取值为7300m³/h，两个水溶液储存器的最大储量可满足电厂在额定状态下对2个小时溶液流的存储；即

与

的取值均为14600m³/h。

结合上述所有状态变量的控制范围，约束条件；在日前形成碳捕集电厂多时段协调的优化调度模型，求解即确定了本实施例碳捕集电厂的日前优化调度方案，如图5，图6与图7所示。

图5中深色柱体表示电厂发电系统的输出功率g，浅色柱体则表示电厂对外的输出功率g^N，黑色曲线描绘了实时电价的形状，由图中可知，在高电价时段，电厂将抬高等效发电出力，并降低碳捕集系统的运行水平；而在低电价时段，电厂则降低等效发电出力，并提高碳捕集系统的运行水平。

图6中则分别给出了CO₂吸收速率r_A与CO₂分解速率r_D的日运行计划，在高电价时段，电厂将降低r_A与r_D，而在低电价时段，则往往将两者提高至最大值。r_A与r_D在某些时段出现的非同步调节，其主要目的是为了调整两个储存器的溶液容量，以便于在高电价时段来临前尽量腾空富液储存器，而在低电价时段来临之前尽量腾空贫液储存器。两个储存器的容量变化如图7所示，图7中自下而上的深色柱体为富液储存器的实时储存水平，自上而下的浅色柱体为贫液储存器的实时储存水平，曲线则同样描绘了实时电价曲线的形状。

在本实施例中，日内各调度时段碳捕集电厂的状态变量实测值均在日前优化调度方案相应的调度指令允许范围内，即以该日前优化调度方案相应的调度指令对日内剩余调度时段进行实时的运行控制，不需实施日内修正。

采用本发明所提出的自优化控制方法，将显著提高碳捕集电厂的运行收益，其与定势化静态运行方式(常规技术)的收益分析与比较见表4所示。通过对碳捕集电厂实施电碳协调的优化调度，其综合收益将从92.5万元/日提高到121.5万元/日，升幅高达20.5％。

表4碳捕集电厂的日综合收益分析

单位：万元

Claims (2)

1.一种燃烧后碳捕集电厂的碳捕集系统，系统包括：CO₂吸收器、CO₂分解器、CO₂压缩单元、连接CO₂吸收器与CO₂分解器的两个管道，以及连接CO₂分解器与CO₂压缩单元的管道；其特征在于，还包括烟气直排管道，两个液体储存器，分别安装在烟气直排管道和两个液体储存器的入口处的调节流量的阀门，以及分别安装在两个液体储存器中控制液体高度的液位传感器；该系统各部分设备的连接关系为：发电循环设备通过一个单向的烟气排放口与CO₂吸收器的底部气体入口端连通；CO₂吸收器与CO₂分解器分别通过两个管道连通构成具有固定流向的贫液通道和富液通道；CO₂分解器的气体排放口通过单向气体排放管道与CO₂压缩单元连通；所述烟气直排管道的底部端口与单向的烟气排放口相连通，两个液体储存器分别连接在所述贫液通道和富液通道中。

2.一种基于如权利要求1所述系统的电碳协调的控制方法，其特征在于，包括以下步骤：

1)从碳捕集电厂运行的所有控制对象中选择出三个直接控制对象，并选择相应的状态变量作为目标控制变量；

2)通过确定碳捕集电厂所有状态变量的控制范围，构建碳捕集电厂综合经济收益最大化的目标函数；以及确定碳捕集电厂日前优化调度模型的约束条件；从而最终在日前形成碳捕集电厂日内各调度时段协调运行的优化调度模型；

3)以日前最后调度时段碳捕集电厂状态变量的实测值作为模型的初始条件，求解该优化调度模型得到日内目标控制变量的理论值，并进一步计算所有状态变量的理论值；将目标控制变量与状态变量的理论值作为碳捕集电厂日前优化调度方案的调度指令，对日内各调度时段进行实时运行控制；

4)在当前调度时段，实时比较电厂的实际运行状态与日前优化调度方案；若碳捕集电厂的状态变量实测值与日前优化调度方案相应的调度指令出现偏差，则修改日前优化调度模型的外部市场价格参数及初始条件，求解得到日内剩余调度时段的修正调度方案，并以该修正调度方案的调度指令对日内剩余调度时段进行实时的运行控制；若碳捕集电厂的状态变量实测值在日前优化调度方案相应的调度指令的允许范围内，则以该日前优化调度方案相应的调度指令对日内剩余调度时段进行实时的运行控制；

5)重复执行步骤4)的内容，直至完成日内所有调度时段的工作；转步骤3)，开始新一天碳捕集电厂的运行控制。

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